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NORMA TÉCNICA

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Título: Conexão de Minigeração Distribuída ao Sistema de Distribuição

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NT.021.EQTL.Normas e Padrões

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DOCUMENTO NÃO CONTROLADO

SUMÁRIO

1 FINALIDADE ............................................................................................................................... 3

2 CAMPO DE APLICAÇÃO ........................................................................................................... 3

3 RESPONSABILIDADES .............................................................................................................. 3

4 DEFINIÇÕES ............................................................................................................................... 4

5 REFERÊNCIAS ......................................................................................................................... 10

6 ATENDIMENTO AO CLIENTE .................................................................................................. 11

6.1 Generalidades .......................................................................................................................... 11

6.2 Contratos .................................................................................................................................. 12

6.3 Responsabilidades por Danos ao Sistema Elétrico ............................................................. 13

6.4 Participação Financeira e Responsabilidades em Obras .................................................... 13

6.5 Procedimentos de Acesso ...................................................................................................... 14

6.6 Solicitação de Acesso ............................................................................................................. 17

6.7 Parecer de Acesso (conforme PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 2.5) ............................. 22

6.8 Obras ......................................................................................................................................... 24

6.9 Solicitação de Vistoria ............................................................................................................. 25

6.10 Vistoria ...................................................................................................................................... 25

6.11 Aprovação do Ponto de Conexão .......................................................................................... 26

6.12 Prazos ........................................................................................................................................ 26

6.13 Casos Omissos ........................................................................................................................ 27

7 CRITÉRIOS GERAIS PARA CONEXÃO À REDE ................................................................... 27

7.1 Generalidades .......................................................................................................................... 27

7.2 Sistema de Compensação de Energia Elétrica ..................................................................... 27

7.3 Limites para Acesso de Minigeração Distribuída ................................................................. 38

8 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS E OPERACIONAIS ............................................................. 40

8.1 Requisitos Gerais de Conexão (conforme PRODIST Módulo 3 Seção 3.7) ....................... 40

8.2 Requisitos Gerais de Proteção para a Conexão ................................................................... 41

8.3 Proteção contra curto-circuito ............................................................................................... 44

8.4 Proteção Anti-ilhamento .......................................................................................................... 45

8.5 Requisitos de Qualidade e Compatibilidade com a Rede .................................................... 45

8.6 Requisitos do Sistema de Medição ........................................................................................ 51

8.7 Requisitos de Operação e Segurança da Conexão .............................................................. 53

9 PADRÕES CONSTRUTIVOS .................................................................................................... 55

9.1 Conexão de Geradores por Meio de Inversores ................................................................... 55

9.2 Conexão de Geradores que não utilizam Inversores ........................................................... 57

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10 ANEXOS .................................................................................................................................... 60

11 CONTROLE DE REVISÕES...................................................................................................... 62

12 APROVAÇÃO ............................................................................................................................ 62

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1 FINALIDADE

Esta Norma Técnica tem como finalidade estabelecer os critérios e requisitos técnicos, para

acesso de unidades consumidoras (Acessantes), novas ou existentes, caracterizadas como

minigeração distribuída, que façam a adesão ao sistema de compensação de energia elétrica,

conectadas à rede de distribuição de energia elétrica em tensão primária, das Distribuidoras

(Acessadas) CELPA – Centrais Elétricas do Pará S/A e da CEMAR – Companhia Energética do

Maranhão, empresas do Grupo Equatorial Energia, doravante denominadas apenas de

CONCESSIONÁRIA, de forma a facilitar o fluxo de informações e simplificar o atendimento a

estes consumidores.

Esta norma entra em vigor no dia 02/01/2018, cancelando as revisões anteriores.

2 CAMPO DE APLICAÇÃO

Esta norma aplica-se exclusivamente aos acessantes com minigeração distribuída, participantes

do sistema de compensação de energia elétrica, conectados à rede de distribuição de energia

em tensão primária, acima de 2,3 kV (níveis de tensão conforme sistema da

CONCESSIONÁRIA), por meio de instalações de unidades consumidoras, enquadradas como

individual, autoconsumo remoto, geração compartilhada e empreendimentos de múltiplas

unidades consumidoras, respectivamente.

Esta Norma não se aplicada as edificações não conectadas à rede de distribuição da

CONCESSIONÁRIA ou aos geradores particulares de fontes não renováveis, onde não é

permitido paralelismo permanente com a rede elétrica da CONCESSIONÁRIA. Para os requisitos

técnicos de geradores particulares, ver norma técnica NT.009, na sua última versão.

3 RESPONSABILIDADES

3.1 Gerência Corporativa de Normas e Padrões

Estabelecer as normas e padrões técnicos para elaboração de projeto e instalação minigeração

distribuída, através de fontes renováveis, que façam a adesão ao sistema de compensação de

energia. Coordenar o processo de revisão desta norma.

3.2 Gerência de Manutenção e Expansão (CEMAR)

Realizar as atividades relacionadas à análise de projetos para o parecer de acesso. Participar

do processo de revisão desta norma.

3.3 Gerência de Operação do Sistema Elétrico (CELPA ou CEMAR)

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Realizar as atividades relacionadas à análise de projetos para o parecer de acesso. Participar

do processo de revisão desta norma.

3.4 Gerência Corporativa de Planejamento do Sistema Elétrico

Realizar as atividades relacionadas análise de informações para o parecer de acesso.

Participar do processo de revisão desta norma.

3.5 Gerência Corporativa de Recuperação de Energia

Realizar as atividades relacionadas à vistoria, aprovação do ponto de conexão e substituição

do medidor. Participar do processo de revisão desta norma.

3.6 Gerência de Relacionamento com o Cliente

Realizar as atividades de relacionadas com o atendimento ao cliente de acordo com as regras

e recomendações definidas neste instrumento normativo. Participar do processo de revisão

desta norma.

3.7 Projetistas/Empresas que realizam serviços na área de concessão da CONCESSIONÁRIA

Realizar suas atividades de acordo com as regras e recomendações definidas neste

instrumento normativo.

4 DEFINIÇÕES

4.1 Acessada

Distribuidora de energia elétrica em cujo sistema elétrico o Acessante conecta suas

instalações.

4.2 Acessante

Consumidor, central geradora, distribuidora, agente importador ou exportador de energia, cujas

instalações se conectem ao sistema elétrico de distribuição, individualmente ou associado a

outros. No caso desta norma, o termo Acessante se restringe a consumidores (unidades

consumidoras) que possuam geração de energia que fazem a adesão ao sistema de

compensação de energia elétrica.

4.3 Acesso

Disponibilização do sistema elétrico de distribuição para a conexão de instalações de unidade

consumidora, central geradora, distribuidora, ou agente importador ou exportador de energia,

individualmente ou associados, mediante o ressarcimento dos custos de uso e, quando

aplicável conexão.

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4.4 Acordo operativo

Acordo celebrado entre acessante e acessada que descreve e define as atribuições,

responsabilidades e o relacionamento técnico-operacional e comercial do ponto de conexão e

instalações de conexão.

4.5 Arranjo Fotovoltaico

Conjunto de módulos fotovoltaicos ou submódulos fotovoltaicos mecânica e eletricamente

integrados, incluindo a estrutura de suporte. Um arranjo fotovoltaico não inclui sua fundação,

rastreador solar, controle térmico e outros elementos similares (ABNT NBR 10899:2013 item

3.11).

4.6 Autoconsumo Remoto

Caracterizado por unidades consumidoras de titularidade de uma mesma Pessoa Jurídica,

incluídas matriz e filial, ou Pessoa Física que possua unidade consumidora com minigeração

ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras, dentro da mesma

área de concessão ou permissão, nas quais a energia excedente será compensada (ANEEL

REN 482/2012 art. 2º).

4.7 Célula Fotovoltaica

Dispositivo fotovoltaico elementar especificamente desenvolvido para realizar a conversão

direta de energia solar em energia elétrica (ABNT NBR 10899:2013 item 3.14).

4.8 Comissionamento

Ato de submeter equipamentos, instalações e sistemas a testes e ensaios especificados, antes

de sua entrada em operação.

4.9 Condições de acesso

Condições gerais de acesso que compreendem ampliações, reforços e/ou melhorias

necessários às redes ou linhas de distribuição da acessada, bem como os requisitos técnicos e

de projeto, procedimentos de solicitação e prazos, estabelecidos nos Procedimentos de

Distribuição para que se possa efetivar o acesso.

4.10 Condições de conexão

Requisitos que o acessante obriga-se a atender para que possa efetivar a conexão de suas

Instalações ao sistema elétrico da acessada.

4.11 Consumidores de Tensão Primária

Consumidores ligados ao sistema de energia elétrica da CONCESSIONÁRIA atendidos com

tensão de fornecimento igual ou superior a 2,3 kV, faturados pelo Grupo “A”, Subgrupos A4

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(13,8 kV) e A3a (34,5 kV) ou faturados com tarifa do Grupo “B”, Subgrupo A3 (69 kV) e

Subgrupo A2 (138 kV).

4.12 Contrato de fornecimento

Instrumento celebrado entre distribuidora e consumidor responsável por unidade consumidora

do Grupo “A”, estabelecendo as características técnicas e as condições comerciais do

fornecimento de energia elétrica.

4.13 Demanda Contratada

Demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente disponibilizada pela distribuidora,

no ponto de entrega, conforme valor e período de vigência fixados em contrato, e que deve ser

integralmente paga, seja ou não utilizada durante o período de faturamento, expressa em

quilowatts (kW) (ANEEL REN 414/2010 art. 2º inciso XXI).

4.14 Dispositivo de seccionamento visível

Caixa com chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a

desconexão da central geradora durante manutenção em seu sistema, não é exigido para

minigeradores que se conectam à rede através de inversores (ANEEL PRODIST Módulo 3

Seção 3.7 item 4.3).

4.15 Distribuidora

Agente titular de concessão ou permissão federal para prestar o serviço público de distribuição

de energia elétrica (ANEEL REN 414/2010 Art. 2º inciso XXV).

4.16 Empreendimento com múltiplas unidades consumidoras – EMUC

Caracterizado pela utilização da energia elétrica de forma independente, no qual cada fração

com uso individualizado constitua uma unidade consumidora e as instalações para atendimento

das áreas de uso comum constituam uma unidade consumidora distinta, de responsabilidade

do condomínio, da administração ou do proprietário do empreendimento, com minigeração ou

minigeração distribuída, e desde que as unidades consumidoras estejam localizadas em uma

mesma propriedade ou em propriedades contíguas, sendo vedada a utilização de vias públicas,

de passagem aérea ou subterrânea e de propriedades de terceiros não integrantes do

empreendimento (ANEEL REN 482/2012 art. 2º).

4.17 Geração Compartilhada

Caracterizada pela reunião de consumidores, dentro da mesma área de concessão ou

permissão, por meio de consórcio ou cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que

possua unidade consumidora com ou minigeração distribuída em local diferente das unidades

consumidoras nas quais a energia excedente será compensada (ANEEL REN 482/2012 art.

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2º).

4.18 Geração distribuída (GD)

Centrais geradoras de energia elétrica, de qualquer potência, com instalações conectadas

diretamente no sistema elétrico de distribuição ou através de instalações de consumidores,

podendo operar em paralelo ou de forma isolada e despachadas – ou não – pelo ONS.

4.19 Grupo A

Grupamento composto de Unidades Consumidoras com fornecimento em tensão igual ou

superior a 2,3 kV, ou atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição em tensão

secundária, caracterizado pela tarifa binômia e subdividido nos seguintes subgrupos (ANEEL

REN 414/2010 Art. 2º Inciso XXXVII):

Subgrupo A1 – tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV;

Subgrupo A2 – tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV;

Subgrupo A3 – tensão de fornecimento de 69 kV;

Subgrupo A3a – tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV;

Subgrupo A4 – tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV; e

Subgrupo AS – tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV, a partir de sistema subterrâneo de

distribuição.

4.20 Ilha

Estado no qual uma porção da rede elétrica, contendo carga e geração, continua operando de

forma isolada do restante da rede. A geração e a carga podem ser qualquer combinação de

sistema de uso privado e pertencente à distribuidora, a situação do ilhamento deve ser evitada

pela distribuidora de energia elétrica (ABNT NBR IEC 62116:2012 item 3.5).

4.21 Informação de Acesso

A informação de acesso é a resposta formal e obrigatória da acessada à consulta de acesso,

com o objetivo de fornecer informações preliminares sobre o acesso pretendido (ANEEL

PRODIST Módulo 3 Seção 3.1 item 4.1).

4.22 Inspeção

Fiscalização da unidade consumidora, posteriormente à ligação, com vistas a verificar sua

adequação aos padrões técnicos e de segurança da distribuidora, o funcionamento do sistema

de medição e a confirmação dos dados cadastrais.

4.23 Instalações de conexão

Instalações e equipamentos com a finalidade de interligar as instalações próprias do a

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cessante ao sistema de distribuição, compreendendo o ponto de conexão e eventuais

instalações de interesse restrito.

4.24 Inversor

Conversor estático de potência que converte a corrente contínua do gerador fotovoltaico em

corrente alternada apropriada para a utilização pela rede de energia elétrica (ABNT NBR

10899:2013 item 3.27).

4.25 Ligação Provisória

É aquela cujo fornecimento acontece em caráter provisório, em unidades consumidoras de

caráter não permanente localizadas na área de concessão da distribuidora, sendo o

atendimento condicionado a solicitação expressa do interessado e à disponibilidade de energia

elétrica. Podem ser classificadas como ligações provisórias: festividades, circos, parques de

diversões, exposições, obras ou similares.

4.26 Melhoria

Instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações de distribuição existentes,

ou a adequação destas instalações, visando manter a prestação de serviço adequado de

energia elétrica (ANEEL REN 482/2012 art. 2º).

4.27 Minigeração distribuída

Central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual

a 5MW 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 (ANEEL REN 482/2012 art. 2º inciso II alterado pela REN 786/2017 art.

1º).

4.28 Módulo Fotovoltaico

Unidade básica formada por um conjunto de células fotovoltaicas, interligadas eletricamente e

encapsuladas, com o objetivo de gerar energia elétrica (ABNT NBR 10899:2013 item 3.43).

4.29 ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico

Entidade jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da ANEEL,

responsável pelas atividades de coordenação e controle da operação da geração e da

transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN).

4.30 Padrão de Entrada

É a instalação compreendendo o ramal de entrada, poste ou pontalete particular, caixas,

dispositivo de proteção, aterramento e ferragens, de responsabilidade do consumidor,

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preparada de forma a permitir a ligação da unidade consumidora à rede da

CONCESSIONÁRIA.

4.31 Parecer de Acesso

O parecer de acesso é a resposta da solicitação de acesso, sendo o documento formal

obrigatório apresentado pela acessada, sem ônus para o acessante, onde são informadas as

condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que

permitam a conexão das instalações do acessante (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item

2.5).

4.32 Potência Ativa

Quantidade de energia elétrica solicitada por unidade de tempo, expressa em quilowatts (kW)

(ANEEL REN 414/2010 art. 2º inciso LIX).

4.33 Potência Disponibilizada

Potência que o sistema elétrico da distribuidora deve dispor para atender aos equipamentos

elétricos da unidade consumidora, segundo os critérios estabelecidos nesta Resolução e

configurada com base nos seguintes parâmetros:

4.33.1 Unidade Consumidora do grupo A: a demanda contratada, expressa em quilowatts (kW)

(ANEEL REN 414/2010 art. 2º inciso LX).

4.34 Ponto de conexão

Conjunto de equipamentos que se destina a estabelecer a conexão na fronteira entre as

instalações da acessada e do Acessante. O ponto de conexão do acessante com minigeração

distribuída é o ponto de entrega da unidade consumidora, conforme definido em regulamento

específico (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 Item 3.1).

4.35 Ponto de Entrega

Ponto de conexão do sistema elétrico da CONCESSIONÁRIA com as instalações elétricas da

unidade consumidora e situa-se no limite da vi pública com a propriedade onde esteja

localizada a unidade consumidora, caracterizando-se como o limite de responsabilidade do

fornecimento (ANEEL REN 414/2010 art. 14º).

4.36 Reforço

Instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações de distribuição existentes,

ou a adequação destas instalações, para aumento de capacidade de distribuição, de

confiabilidade do sistema de distribuição, de vida útil ou para conexão de usuários (ANEEL

REN 482/2012 art. 2º).

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4.37 Sistema de compensação de energia elétrica

Sistema no qual a energia ativa (kW) injetada por unidade consumidora com minigeração ou

minigeração distribuída é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora local e

posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa (ANEEL REN 482/2012

art. 2º).

4.38 Sistema de Geração Híbrido

Aquele que utiliza conjuntamente mais de uma fonte de energia, dependendo da disponibilidade

dos recursos energéticos locais, para geração de energia elétrica. A opção pelo hibridismo é

feita de modo que uma fonte complemente a eventual falta da outra.

4.39 Solicitação de Acesso

É o requerimento formulado pelo acessante, com as informações técnicas e básicas

necessárias para os estudos pertinentes ao acesso, bem como os dados que posteriormente

serão enviados a ANEEL para fins de registro da unidade de geração que, uma vez entregue à

Acessada, implica a prioridade de atendimento, de acordo com a ordem cronológica de

protocolo (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 Item 2.4).

4.40 Unidade Consumidora

Conjunto composto por instalações, ramal de entrada, equipamentos elétricos, condutores e

acessórios, incluída a subestação, quando do fornecimento em tensão primária, caracterizado

pelo recebimento de energia elétrica em apenas um ponto de entrega, com medição

individualizada, correspondente a um único consumidor e localizado em uma mesma

propriedade ou em propriedades contíguas (ANEEL REN 414/2010 art. 2º inciso LXXXV).

5 REFERÊNCIAS

ABNT NBR 10899:2013 – Energia Solar Fotovoltaica – Terminologia;

ABNT NBR 16149:2013 – Sistemas Fotovoltaicos (FV) – Características da interface de conexão

com a rede elétrica de distribuição;

ABNT NBR IEC 62116:2012 – Procedimento de Ensaio de Anti-Ilhamento para Inversores de

Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica;

ANEEL (2016), Caderno Temático Micro e Minigeração Distribuída – Sistema de Compensação

de Energia Elétrica, 2ª Edição, 2016;

ANEEL, Ofício Circular nº 0010/2017 – SRD;

ANEEL (2010), Resolução Normativa Nº 414 – Estabelece as Condições Gerais de

Fornecimento de Energia Elétrica de forma atualizada e consolidada;

ANEEL (2012), Resolução Normativa Nº 482 – Estabelece as condições gerais para o acesso de

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microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o

sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências;

ANEEL (2015), Resolução Normativa Nº 687, de 24 de novembro de 2015. Altera a Resolução

Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, e os Módulos 1 e 3 dos Procedimentos de Distribuição

– PRODIST;

ANEEL, Resolução Normativa Nº 786, de 17 de outubro de 2017. Altera a Resolução Normativa

Nº 482, de 17 de abril de 2012;

ANEEL (2012), Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional -

PRODIST: Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição: Revisão 6;


PRODIST: Módulo 5 – Sistemas de Medição: Revisão 3;


PRODIST: Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica: Revisão 8;

INMETRO Portaria n.º 17, de 14 de janeiro de 2016;

INMETRO Portaria n.º 357 de 01 de agosto de 2014;

INMETRO Portaria nº 004 de 04 de janeiro de 2011.

6 ATENDIMENTO AO CLIENTE

6.1 Generalidades

6.1.1 As informações necessárias para conexão ao Sistema de Distribuída podem ser obtidas,

através dos seguintes canais de comunicação:

Site da CELPA (www.celpa.com.br) e site da CEMA (www.cemar116.com.br);

Atendimento Corporativo CELPA (Belém, Castanhal, Marabá, Redenção, Santarém e

Altamira) ou Central de Atendimento Corporativo telefone 0800 280 3216 ou

[email protected];

Atendimento Corporativo CEMAR (São Luís, Bacabal, Timon e Imperatriz) ou Central de

Atendimento Corporativo telefone 0800 280 2800 ou [email protected].

6.1.2 A conexão de minigeração não será realizada em instalações de caráter provisório, a não ser

que as alterações futuras das instalações possam ser efetuadas sem a necessidade de

mudanças nas instalações de conexão.

6.1.3 A conexão não poderá acarretar prejuízos ao desempenho e aos níveis de qualidade dos

serviços públicos de energia elétrica a qualquer consumidor, conforme os critérios

estabelecidos pelo Poder Concedente.

6.1.4 A CONCESSIONÁRIA poderá interromper o acesso ao seu sistema quando constatar a

http://www.celpa.com.br/

http://www.cemar116.com.br/

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]

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ocorrência de qualquer procedimento irregular ou deficiência técnica e/ou de segurança das

instalações de conexão que ofereçam risco iminente de danos a pessoas ou bens, ou quando

se constatar interferências, provocadas por equipamentos do acessante, prejudiciais ao

funcionamento do sistema elétrico da acessada ou de equipamentos de outros consumidores.

6.1.5 A CONCESSIONÁRIA coloca-se à disposição para prestar as informações pertinentes ao

bom andamento da implantação da conexão, desde o projeto até sua energização, e

disponibilizará para o Acessante suas normas, especificações, padrões técnicos, além dos

requisitos de segurança e proteção.

6.1.6 Esta Norma poderá, em qualquer tempo e sem prévio aviso, sofrer alterações, no todo ou em

parte, motivo pelo qual os interessados deverão, periodicamente, consultar a

CONCESSIONÁRIA quanto à sua aplicabilidade.

6.1.7 O Acessante, ou Representante Legal munido de procuração assinada e reconhecida em

cartório, deve dirigir-se ao Atendimento Corporativo da CELPA ou da CEMAR, para obter

todos os esclarecimentos de ordem comercial, técnica, legal e econômico-financeira,

necessários e relativos à implantação da geração distribuída.

6.1.8 A solicitação de acesso deve ser formalizada pelo usuário interessado, através de formulário

anexado junto a esta norma, disponibilizado no site da CONCESSIONÁRIA.

6.1.9 Para a solicitação de fornecimento inicial de unidade consumidora que inclua minigeração

distribuída, a CONCESSIONÁRIA deve observar os prazos estabelecidos na Seção 3.7 do

Módulo 3 do PRODIST para emitir a informação ou o parecer de acesso, bem como os

prazos de execução de obras previstos na Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de

2010 (ANEEL REN 482/2012 art. 4º).

6.1.10 Aplicam-se às unidades consumidoras participantes do sistema de compensação de energia,

de forma complementar, as disposições da Resolução Normativa nº 414, de 2010.

6.2 Contratos

6.2.1 Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.6 do Módulo 3 do PRODIST, no que

couber.

6.2.2 Dispensa-se a assinatura dos contratos de uso e conexão na qualidade de central geradora

para os participantes do sistema de compensação de energia elétrica, nos termos da

regulamentação específica, sendo suficiente a emissão pela CONCESSIONÁRIA do Acordo

Operativo para a minigeração distribuída, nos termos do Anexo I da seção 3.5 do PRODIST

Módulo 3.

6.2.3 O Acordo Operativo deve ser encaminhado pela CONCESSIONÁRIA ao acessante em anexo

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ao Parecer de Acesso e o acessante deve devolvê-lo, devidamente assinado e reconhecido

em cartório, no ato da solicitação de vistoria.

6.2.4 Caso sejam necessárias melhorias ou reforços na rede para conexão da minigeração

distribuída, a execução da obra pela CONCESSIONÁRIA deve ser precedida da assinatura

de contrato específico com o interessado, no qual devem estar discriminados as etapas e o

prazo de implementação das obras, as condições de pagamento da participação financeira do

consumidor, quando couber, além de outras condições vinculadas ao atendimento.

6.2.5 A unidade consumidora que aderir ao sistema de compensação de energia elétrica da

distribuidora deve ser faturada conforme regulamentação específica para minigeração

distribuída e observada as Condições Gerais de Fornecimento, não se aplicando as regras de

faturamento de centrais geradoras estabelecidas em regulamentos específicos.

6.3 Responsabilidades por Danos ao Sistema Elétrico

6.3.1 Aplica-se o estabelecido no caput e no inciso II do art. 164 da Resolução Normativa nº 414 de

9 de setembro de 2010, no caso de dano ao sistema elétrico de distribuição

comprovadamente ocasionado por minigeração distribuída incentivada.

6.3.2 Aplica-se o estabelecido no art. 170 da Resolução Normativa nº 414, de 2010, no caso de o

consumidor gerar energia elétrica na sua unidade consumidora sem observar as normas e

padrões da CONCESSIONÁRIA.

6.3.3 Caso seja comprovado que houve irregularidade na unidade consumidora, os créditos de

energia ativa gerados no respectivo período não poderão ser utilizados no sistema de

compensação de energia elétrica.

6.4 Participação Financeira e Responsabilidades em Obras

6.4.1 Todos os custos de montagem e a execução da instalação da unidade consumidora até o

padrão de entrada são de responsabilidade do acessante

6.4.2 Compete ao acessante a realização de todos os estudos para a integração de minigeração

distribuída, incluindo os custos com os mesmos (PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 3.2.3).

6.4.3 Os custos de eventuais melhorias ou reforços no sistema de distribuição em função

exclusivamente da conexão de minigeração distribuída devem fazer parte do cálculo da

participação financeira do consumidor (ANEEL REN 482/2012 art. 5º §2º).

6.4.4 Para conexão de minigeração distribuída, o acessante é responsável por ressarcir a

distribuidora pelos custos de adequação do sistema de medição, nos termos da

regulamentação específica (ANEEL REN 482/2012 art. 8º §1º e PRODIST Módulo 3 Seção

3.7 item 7.3).

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6.4.5 Os custos de adequação do sistema de medição para a conexão de minigeração distribuída

são de responsabilidade do interessado. Tais custos correspondem à diferença entre os

custos dos componentes do sistema de medição requeridos para o sistema de compensação

de energia elétrica e dos componentes do sistema de medição convencional utilizados em

unidades consumidoras do mesmo nível de tensão (ANEEL REN 482/2012 art. 8º §1º e §2º).

6.4.6 A distribuidora deve adequar o sistema de medição e iniciar o sistema de compensação de

energia elétrica dentro do prazo para aprovação do ponto de conexão, conforme

procedimentos e prazos estabelecidos na seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST (ANEEL REN

482/2012 art. 10º).

6.4.7 Para conexão de nova unidade consumidora com minigeração ou aumento de potência

disponibilizada (aumento de demanda), aplicam-se as regras de participação financeira do

consumidor definidas em regulamento específico (ANEEL REN 482/2012 art. 5º).

6.4.8 Conforme REN 414/2010 art. 165: “O consumidor deve submeter previamente à apreciação

da distribuidora o aumento da carga ou da geração instalada que exigir a elevação da

potência injetada ou da potência demandada, com vistas à verificação da necessidade de

adequação do sistema elétrico, observados os procedimentos dispostos nesta Resolução”.

Dessa forma, se o consumidor alterar as características de sua carga e aumentar sua

potência demandada – mesmo que isso não resulte na alteração de sua potência

disponibilizada – essa alteração deverá ser, necessariamente, informada à distribuidora que,

por sua vez, avaliará a necessidade de adequação do seu sistema elétrico (ANEEL Ofício

Circular 0010/2017 SRD).

6.4.9 Para os consumidores do Grupo A, não havendo mudança na demanda contratada, o

montante de uso do sistema de distribuição a ser acrescido para o cálculo do ERD – referente

a eventuais obras de adequação do sistema – será zero. Por consequência, a participação

financeira desse consumidor será o valor total previsto da obra (ANEEL Ofício Circular

0010/2017 SRD).

6.4.10 Em caso de solicitação de acesso de unidade consumidora que não possua carga, apenas

geração distribuída, a distribuidora deve considerar a natureza da atividade desenvolvida (que

é de gerador, e não de carga) nos estudos e na definição das obras necessárias à adequação

de seu sistema à conexão daquela unidade – que por sua vez impactarão no encargo de

responsabilidade da distribuidora e na participação financeira do consumidor (ANEEL Ofício


6.5 Procedimentos de Acesso

Consistem nas etapas de solicitação de acesso, parecer de acesso, solicitação de vistoria,

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vistoria e aprovação do ponto de conexão para novos Acessantes ou alteração de

carga/geração, conforme fluxo descrito na Figura 1.

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Figura 1 – Etapas de acesso de Minigeradores ao Sistema de Distribuição da CONCESSIONÁRIA

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6.6 Solicitação de Acesso

A solicitação de acesso deve ser feita através do atendimento corporativo, conforme meios de

comunicação informados no item 6.1.1 ou através do site da CONCESSIONÁRIA. Abaixo são

mostrados os passos para Solicitação de acesso via site da CONCESSIONÁIRIA:

6.6.1 Como Realizar a Solicitação de Acesso pelo Site da CONCESSIONÁRIA

PASSO 1: Acessar o Site da CONCESSIONÁRIA

Como possibilidade, a solicitação de acesso pode ser feita pelo site da CONCESSIONÁRIA,

conforme os caminhos abaixo:

http://www.celpa.com.br/corporativo/servicos/mini-e-micro-geracao/parecer-de-acesso (CELPA)

http://www.cemar116.com.br/corporativo/servicos/mini-e-micro-geracao/parecer-de-acesso (CEMAR)

PASSO 2: Preencher os Dados do Solicitante e do Responsável Técnico

Figura 2 – Dados do Solicitante e Responsável Técnico

http://www.celpa.com.br/corporativo/servicos/mini-e-micro-geracao/parecer-de-acesso

http://www.cemar116.com.br/corporativo/servicos/mini-e-micro-geracao/parecer-de-acesso

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PASSO 3: Escolher o tipo de serviço

Figura 3 – Definição do tipo de serviço

PASSO 4: Inserção de Documentos

Figura 4 – Inserção de Documentos

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PASSO 5: Finalizar Solicitação

Figura 5 – Finalização da Solicitação de Acesso

6.6.2 Apresentação dos Documentos Para a Solicitação de Acesso

6.6.2.1 Os arquivos dos desenhos de plantas, cortes, detalhes, vistas, diagramas, etc, devem ser

apresentados em AutoCAD® versão 2004 em escala e formatos (A0, A1, A2, A3 e A4)

apropriados, com boa visualização na impressão para o procedimento de vistoria, os

arquivos em Word e Excel em PDF formato A4.

6.6.2.2 Todos os documentos necessários para a análise e aprovação do projeto, devem ser

apresentados e assinados em forma digital, pelo responsável técnico legalmente habilitado,

inseridos nos seus respectivos campos, conforme Figura 4, com tamanho máximo de 5 MB.

6.6.2.3 Os arquivos devem ser identificados com os nomes dos respectivos documentos, tais como:

ART, Memorial Técnico Descritivo, Diagrama Unifilar, Diagrama Funcional, Formulário de

Solicitação de Acesso, etc.

6.6.3 Documentos Necessários para a Solicitação de Acesso

6.6.3.1 Formulário de Solicitação de Acesso, conforme ANEXO I, desta Norma. Este formulário está

disponível no site da CONCESSIONÁRIA, juntamente com a Norma atualizada.

6.6.3.2 Anotação de Responsabilidade Técnica (ART), devidamente assinada pelo contratante e

Responsável Técnico, emitida por profissional com registro ativo e competência técnica

devidamente atribuída pelo CREA.

6.6.3.3 Diagrama Unifilar da minigeração conectada à rede da CONCESSIONÁRIA, mostrando o

gerador (potência, tensão e corrente), inversor(es) (potência, tensão e corrente),

transformador de acoplamento (número de fases, potência, tensão e correntes), quadro de

distribuição, cargas (potência, tensão e corrente), sistema de proteção (TPs, TCs, relés,

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disjuntores e fusíveis do lado CA e CC, DPS lado CA e CC, aterramento), disjuntor geral

(número de pólos e corrente), medidor, cabos, barramentos e quando for o caso,

transformador de isolamento (número de fases, potência, tensão e correntes). No caso de

inversor mostrar todas as proteções contempladas no mesmo. As informações de tensão

devem ser dadas em V, de corrente em A, de potência em W ou kW e de bitola de cabos

em mm2.

6.6.3.4 Diagrama de blocos mostrando gerador, inversor, cargas, proteção e medidor.

6.6.3.5 Memorial Técnico Descritivo, com as seguintes informações:

Identificação da Unidade Consumidora;

Dados do Ponto de Entrega: Tensão, demanda contratada, etc;

Histórico de Consumo (kWh) dos últimos 12 meses;

Descrição das cargas a serem atendidas;

Levantamento da Carga Instalada e Demanda;

Dimensionamento do Gerador, do Inversor, dos equipamentos de proteção CC e CA

(disjuntor, fusíveis, DPS), disjuntor de entrada e elemento de desconexão (dispositivo de

seccionamento visível – DSV), quando aplicável, e dos condutores;

Descrição do sistema de aterramento, equipotencializações;

Descrição do Transformador de Acoplamento (potência, tensão, corrente, etc;

Descrição e características técnicas da subestação, transformador, TCs, TPs, disjuntor,

chave seccionadora, proteções, aterramento, etc.

Descrição do Transformador de Acoplamento (potência, número de fases, tensão,

corrente, etc);

Descrição do Elemento de Interrupção – Disjuntor;

Descrição das funções de proteção utilizadas (subtensão – 27, sobretensão – 59,

subfrequência – 81U, sobrefrequência – 81O, sobrecorrente – 50/51 e 50/51N,

sincronismo – 25, anti-ilhamento – 78 e Rocoff 81 df/dt, sobrecorrente direcional – 67,

reversão ou desbalanço ou desequilíbrio de corrente – 46, reversão ou desbalanço ou

desequilíbrio de tensão – 47 e sobrecorrente com restrição de tensão – 51V) no(s)

inversor(es) e nos relés, com seus respectivos ajustes;

Características Técnicas do Gerador e Inversores, tais como tensão (V), corrente (A),

potência (W e VA), fator de potência, Distorção Harmônica Total de corrente e tensão,

eficiência, dentre outras.

Detalhes de montagem do padrão de entrada e do inversor, mostrando a instalação da

caixa de medição e do inversor, localização na unidade consumidora, dimensões da

caixa de medição e a forma de acesso ao padrão de entrada e inversor;

Estudos de curto-circuito, seletividade e coordenação;

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Coordenograma;

Demais estudos que sejam necessários para o acesso da minigeração.

6.6.3.6 Projeto Elétrico:

I) Planta de Situação

Geo-referenciada em UTM 22 (CELPA) ou UTM 23 (CEMAR), identificando a

localização da unidade consumidora, com as ruas adjacentes/delimitações, o ponto de

derivação da rede da CONCESSIONÁRIA, o ramal de ligação e o ponto de

entrega/conexão;

II) Diagrama Funcional do gerador ao medidor, mostrando as ligações, conexões,

comunicação e intertravamento entre os diversos equipamentos, gerador, inversor,

quadros, incluindo o sistema de proteção;

III) Arranjo Físico ou Layout dos equipamentos, mostrando a localização física e detalhes

de montagem dos equipamentos na unidade consumidora, incluindo: gerador, inversor,

quadro de distribuição, string box e caixa de medição;

IV) Manual com Folha de Dados (Datasheet) dos Inversores.

6.6.3.7 Estágio atual do empreendimento, cronograma de implantação e expansão, conforme

modelo do ANEXO III desta norma. Este modelo está disponível no site da

CONCESSIONÁRIA, no arquivo do Formulário de Solicitação de Acesso.

6.6.3.8 Dados necessário para registro da central geradora.

6.6.3.9 Certificados de Conformidade dos Inversores ou o número de registro de concessão do

INMETRO dos inversores para a tensão nominal de conexão com a rede. Estes certificados

devem evidenciar que os inversores foram testados pelas Normas Nacionais e/ou

Internacionais aplicáveis.

6.6.3.10 Lista de unidades consumidoras que serão beneficiadas pelos créditos gerados no sistema

de compensação de energia elétrica, conforme modelo no ANEXO II, desta norma, aplica-se

aos casos de autoconsumo remoto, geração compartilhada e empreendimento de múltiplas

unidades consumidoras. Este modelo está disponível no site da CONCESSIONÁRIA, no

arquivo do Formulário de Solicitação de Acesso.

6.6.3.11 Cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de solidariedade entre os

integrantes, apenas para os casos de empreendimento com múltiplas unidades

consumidoras e geração compartilhada.

6.6.3.12 Documento que comprove o reconhecimento, pela ANEEL, no caso de cogeração

qualificada.

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Tabela 1 – Documentos Obrigatórios para a Solicitação de Acesso de Minigeração Distribuída

Documentos Obrigatórios Acima de 75 kW até

5 MW Observações

1. Formulário de Solicitação de Acesso SIM

2. ART do Responsável Técnico SIM

3. Diagrama unifilar e de blocos do sistema de geração, carga e proteção

SIM

4. Memorial Técnico Descritivo SIM

5. Projeto Elétrico, contendo SIM

5.1. Planta de Situação

Itens integrantes do Projeto

Elétrico

5.2. Diagrama Funcional

5.3. Arranjos Físicos ou lay-out

5.4. Detalhes de Montagem

5.5. Manual com Folha de Dados (Datasheet) dos Inversores

6. Estágio atual do empreendimento, cronograma de implantação e expansão.

7. Certificados de Conformidade dos Inversores ou o número de registro de concessão do INMETRO para a tensão nominal de conexão com a rede

SIM

Inversor acima de 10 kW, não é necessária homologação, apresentar apenas certificados de conformidade.

8. Dados necessários para registro da central geradora conforme disponível no site da ANEEL: www.aneel.gov.br/scg

SIM

9. Lista de unidades consumidoras participantes do sistema de compensação (se houver) indicando a porcentagem de rateio dos créditos e o enquadramento conforme incisos VI a VIII do art. 2º da Resolução Normativa nº 482/2012

SIM Apenas para os casos de autoconsumo consumo remoto, geração compartilhada e EMUC

10. Cópia de instrumento jurídico que comprove o compromisso de solidariedade entre os Integrantes (se houver)

SIM Apenas para os casos EMUC e geração compartilhada.

11.Documento que comprove o reconhecimento pela ANEEL, no caso de cogeração qualificada

SIM Apenas para os casos de cogeração qualificada

6.7 Parecer de Acesso (conforme PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 2.5)

6.7.1 O parecer de acesso é o documento formal obrigatório apresentado pela acessada

(CONCESSIONÁRIA), sem ônus para o acessante, em que são informadas as condições de

acesso, compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a conexão

das instalações do acessante com os respectivos prazos, devendo indicar, quando couber:

I) As características do ponto de entrega, acompanhadas das estimativas dos respectivos

custos, conclusões e justificativas;

II) As características do sistema de distribuição acessado, incluindo requisitos técnicos,

tensão nominal de conexão, e padrões de desempenho;

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III) Orçamento da obra, contendo a memória de cálculo dos custos orçados, do encargo de

responsabilidade da distribuidora e da participação financeira do consumidor;

IV) A relação das obras de responsabilidade da acessada, com correspondente

cronograma de implantação;

V) As informações gerais relacionadas ao local da ligação, como tipo de terreno, faixa de

passagem, características mecânicas das instalações, sistemas de proteção, controle e

telecomunicações disponíveis;

VI) O Modelo do Acordo Operativo para minigeração;

VII) As responsabilidades do acessante;

VIII) Eventuais informações sobre equipamentos ou cargas susceptíveis de provocar

distúrbios ou danos no sistema de distribuição acessado ou nas instalações de outros

acessantes;

IX) Solicitação de estudos adicionais para viabilidade do acesso

X) Resposta da análise do projeto

6.7.2 Não existindo pendências impeditivas por parte do acessante, que inviabilizem a conexão, a

CONCESSIONÁRIA deve emitir o parecer de acesso e encaminhá-lo por escrito ao

acessante, sendo permitido o envio por meio eletrônico, nos seguintes prazos, contados a

partir da data de recebimento da solicitação de acesso:

I) Até 30 (quinze) dias, para minigeração distribuída, quando não houver necessidade de

melhorias ou reforços no sistema de distribuição acessado;

II) Até 60 (trinta) dias para minigeração distribuída, quando houver necessidade de

execução de obras de melhoria ou reforço no sistema de distribuição.

6.7.3 No caso de informações insuficientes por parte do acessante ou em desacordo com

exigências da regulamentação, a CONCESSIONÁRIA deve notificar o acessante,

formalmente e de uma única vez, sobre todas as pendências a serem solucionadas, devendo

o acessante garantir o recebimento das informações pendentes pela CONCESSIONÁRIA em

até 15 (quinze) dias, contados a partir da data de recebimento da notificação formal, sendo

facultado prazo distinto acordado entre as partes.

6.7.4 Se a deficiência das informações, mencionadas no item 6.7.3, caracterizem pendência

impeditiva para a continuidade do processo, o prazo estabelecido, no item 6.7.2, deve ser

suspenso a partir da data de recebimento da notificação formal pelo acessante, devendo ser

retomado a partir da data de recebimento das informações pela distribuidora acessada.

6.7.5 As centrais geradoras classificadas como minigeração devem realizar, às suas custas, os

estudos descritos no item 5 da seção 3.2 do PRODIST Módulo 3, caso sejam apontados

como necessários pela CONCESSIONÁRIA.

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6.7.6 Análise do Projeto

6.7.6.1 O parecer de acesso inclui a resposta da análise do projeto elétrico. O projeto só será

analisado, se estiver com a assinatura eletrônica do projetista responsável, com registro

ativo no CREA, apresentando os documentos em conformidade com o item 6.6.3.

6.7.6.2 Para aprovação do parecer de acesso, o projeto deve obrigatoriamente, estar de acordo

com as normas e padrões da CONCESSIONÁRIA, com as normas da ABNT e com as

normas expedidas pelos órgãos oficiais competentes.

6.7.6.3 Uma vez aprovado o projeto elétrico, a CONCESSIONÁRIA informará ao cliente através do

Atendimento Corporativo, por carta de aprovação, que será encaminhada no e-mail

cadastrado na solicitação do cliente. Esta etapa pode ser acompanhada no site da

CONCESSIONÁRIA.

6.7.6.4 Toda e qualquer alteração no projeto já aprovado, somente pode ser feita através do

responsável pelo mesmo, mediante consulta à CONCESSIONÁRIA. Se durante a execução

for alterado o projeto da subestação, o cliente deverá se dirigir à CONCESSIONÁRIA e

apresentar projeto complementar com as mudanças realizadas.

6.7.6.5 Após aprovação do projeto e execução das obras, o responsável pelo empreendimento

deve formalizar a solicitação de vistoria junto à CONCESSIONÁRIA.

6.7.6.6 Todas as partes do projeto sujeitas ou não à análise da CONCESSIONÁRIA são de inteira

responsabilidade do projetista, devendo atender às recomendações das Normas Técnicas

Brasileiras.

6.7.6.7 Projetos que perderam a validade ou que foram reprovados, quando forem novamente

apresentados para análise, serão analisados mediante os critérios e padrões estabelecidos

na revisão vigente desta norma na data de sua reapresentação e somente serão aprovados

quando em conformidade com a norma vigente.

6.7.7 Acordo Operativo

6.7.7.1 Acessantes de minigeração distribuída devem celebrar com a CONCESSIONÁRIA o Acordo

Operativo, nos termos do Anexo I da Seção 3.5 do Módulo 3 do PRODIST.

6.7.7.2 O Acordo Operativo referente ao acesso será enviado ao Acessante, juntamente com o

Parecer de Acesso e deve ser devolvido, devidamente assinado e reconhecido em cartório,

no ato da Solicitação de Vistoria.

6.8 Obras

Após a celebração do Acordo Operativo referente à conexão, serão executadas as obras

necessárias, vistoria das instalações e a conexão do minigerador.

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Os equipamentos a serem instalados pelo acessante no ponto de conexão devem ser

obrigatoriamente aqueles homologados pela CONCESSIONÁRIA.

6.8.1 Obras de responsabilidade do Acessante

I) São de responsabilidade do Acessante as obras de conexão de uso restrito e as

instalações da unidade consumidora até o ponto de conexão. Sua execução somente

deverá iniciar após liberação formal da CONCESSIONÁRIA, através da emissão do

Parecer de Acesso e celebração do Acordo Operativo;

II) Todas as obras para a conexão devem ser construídas segundo os padrões da

CONCESSIONÁRIA, de acordo com os projetos aprovados na fase de Solicitação do

Acesso;

III) As obras de conexão devem ser executadas observando-se as características técnicas,

normas, padrões e procedimentos específicos do sistema de distribuição da

CONCESSIONÁRIA, além das normas da ABNT.

6.8.2 Obras de responsabilidade da CONCESSIONÁRIA

Cabe à CONCESSIONÁRIA a execução de obras de melhoria ou reforço em seu próprio

sistema de distribuição para viabilizar a conexão da minigeração distribuída, respeitando os

prazos estabelecidos na legislação vigente e os custos são de responsabilidade do cliente.

6.9 Solicitação de Vistoria

6.9.1 A solicitação de vistoria deve ser feita pelo Acessante à CONCESSIONÁRIA, no prazo

máximo de 120 dias após a emissão do parecer de acesso.

6.9.2 A inobservância do prazo, estabelecido para solicitação de vistoria implica na perda das

condições de conexão estabelecidas no parecer de acesso, exceto se um novo prazo for

pactuado entre as partes.

6.9.3 Uma vez aprovado a vistoria, a CONCESSIONÁRIA através do Atendimento Corporativo

informará ao cliente sobre a aprovação, data de conexão e como proceder.

6.9.4 Toda e qualquer alteração no padrão já aprovado, somente pode ser feita através do

responsável pelo mesmo, mediante consulta e aprovação da CONCESSIONÁRIA.

6.10 Vistoria

6.10.1 A vistoria deve ser realizada, pela CONCESSIONÁRIA, até 7 (sete) dias após a sua

solicitação.

6.10.2 Nos casos em que for necessária a execução de obras para o atendimento da unidade

consumidora com minigeração distribuída, o prazo de vistoria começa a ser contado a partir

do primeiro dia útil subsequente ao da conclusão da obra, conforme cronograma informado

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pela CONCESSIONÁRIA, ou do recebimento, pela CONCESSIONÁRIA, da obra executada

pelo interessado.

6.10.3 Nos casos em que for necessária a execução de obras para o atendimento da unidade

consumidora com minigeração distribuída, o prazo de vistoria começa a ser contado a partir

do primeiro dia útil subsequente ao da conclusão da obra, conforme cronograma informado

pela CONCESSIONÁRIA, ou do recebimento, pela CONCESSIONÁRIA, da obra executada

pelo interessado (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 5.5).

6.10.4 Caso sejam detectadas pendências nas instalações da unidade consumidora com

minigeração distribuída que impeçam sua conexão à rede, a CONCESSIONÁRIA deve

encaminhar ao interessado, por escrito, em até 5 (cinco) dias, o relatório contendo os

respectivos motivos e uma lista com todas as providências corretivas necessárias. O cliente

deverá regularizar todas as pendências no prazo acordado com a CONCESSIONÁRIA. A

solicitação de acesso perderá sua validade se o acessante não regularizar as pendências no

prazo estipulado (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 5.3).

6.10.5 Após regularizar das pendências, o responsável pelo empreendimento deverá formalizar a

nova solicitação de vistoria junto à CONCESSIONÁRIA. A partir desta data serão contados os

prazos segundo a legislação vigente (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 5.4).

6.11 Aprovação do Ponto de Conexão

A CONCESSIONÁRIA deve emitir a aprovação do ponto de conexão, liberando-o para sua

efetiva conexão, no prazo de até 7 (sete) dias a partir da data de realização da vistoria na qual

se constate a adequação das instalações de conexão da minigeração distribuída (ANEEL

PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 5.6).

6.12 Prazos

Os prazos estabelecidos pela CONCESSIONÁRIA para cada item abaixo são regidos pela

regulamentação estabelecida pela ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 tabela 2.

6.12.1 Prazos e Validade

I) Emissão do Parecer de Acesso: 30 (trinta) dias ou 60 (sessenta) dias quando necessitar

de obras de reforço ou melhoria, contatos a partir da data da solicitação de acesso;

II) Validade do Parecer de acesso: 120 (cento e vinte) dias a partir da sua emissão;

III) Solicitação de Vistoria: até 120(cento e vinte) dias após a emissão do parecer de acesso;

IV) Realização da Vistoria: até 7 (sete) dias após sua solicitação;

V) Entrega do Relatório da Vistoria: até 5 (cinco) dias após a realização da vistoria;

VI) Aprovação do Ponto de Conexão: até 7 (dias) após a realização da vistoria.

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6.13 Casos Omissos

Os casos omissos a esta Norma Técnica, ou aqueles que pelas características excepcionais

exijam estudos especiais, serão objeto de análise prévia e decisão por parte da

CONCESSIONÁRIA, que tem o direito de rejeitar toda e qualquer solução que não atenda às

condições técnicas exigidas pela mesma.

7 CRITÉRIOS GERAIS PARA CONEXÃO À REDE

7.1 Generalidades

7.1.1 O ponto de conexão do acessante com minigeração distribuída é o ponto de entrega da

unidade consumidora, conforme definido em regulamento específico (ANEEL PRODIST

Módulo 3 Seção 3.7 Item 3.1).

7.1.2 Todo e qualquer acesso de central geradora classificada como minigeração distribuída, de

fontes renováveis ou cogeração qualificada à rede de distribuição, deve ser precedido de

parecer de acesso e projeto aprovado pela CONCESSIONÁRIA.

7.1.3 A quantidade de fases e o nível de tensão de conexão da central geradora serão definidos

pela CONCESSIONÁRIA, conforme suas normas de fornecimento de energia elétrica, em

função das características técnicas da rede e em conformidade com a regulamentação

vigente (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 Item 4.2).

7.1.4 Para conexões que utilizam inversores, o acessante deve instalar o inversor dentro de sua

propriedade em local apropriado e de fácil acesso à CONCESSIONÁRIA (ANEEL PRODIST

Módulo 3 Seção 3.7 item 4.4), preferencialmente nas proximidades do padrão de entrada,

quando for possível. No caso de utilização de microinversor em painéis instalados a partir de

2 metros de altura, o acessante deve prover meios físicos seguros, por exemplo escada tipo

marinheiro, para acesso da CONCESSIONÁRIA. Este item será verificado na apresentação

do projeto e é imprescindível para sua aprovação.

7.1.5 Para solicitação de acesso de unidade consumidora que não possua carga, apenas geração

distribuída, a distribuidora deve considerar a natureza da atividade desenvolvida (gerador, e

não carga) nos estudos para definição das obras necessárias à conexão daquela unidade –

que impactarão no encargo de responsabilidade da distribuidora e na participação financeira

do consumidor (ANEEL Ofício Circular 0010/2017 SRD).

7.2 Sistema de Compensação de Energia Elétrica

7.2.1 Generalidades

7.2.1.1 Podem aderir ao sistema de compensação de energia elétrica, os consumidores

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responsáveis por unidade consumidora, com minigeração distribuída, integrantes de

empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras, caracterizado como geração

compartilhada e caracterizado como autoconsumo remoto (ANEEL REN 482/2012 art. 6º).

7.2.1.2 Não podem aderir ao sistema de compensação de energia elétrica os consumidores livres

ou especiais e os consumidores nos casos em que for detectado, no documento que

comprova a posse ou propriedade do imóvel onde se encontra instalada a minigeração

distribuída, que o consumidor tenha alugado ou arrendado terrenos, lotes e propriedades

em condições nas quais o valor do aluguel ou do arrendamento se dê em reais por unidade

de energia elétrica (ANEEL REN 482/2012 arts. 6º §2º e 6-A).

7.2.1.3 O excedente de energia é a diferença positiva entre a energia injetada e a consumida,

exceto para o caso de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras, em que o

excedente é igual à energia injetada, conforme a expressão [1] abaixo.

EE = (EI - EC) [ 1 ]

Onde:

EE = Excedente de Energia, em kWh

EI = Energia injetada na RD pela unidade consumidora, em kWh;

EC = Energia consumida pela unidade consumidora em kWh.

Os créditos são gerados na seguinte situação:

EI > EC → EE > 0, energia injetada maior que a consumida, gera créditos por excedente de

energia;

EI < EC → EE < 0, energia consumida maior que a injetada, não gera créditos;

EI = EC → EE = 0, energia injetada igual a consumida, não gera créditos.

7.2.1.4 Para unidade consumidora onde está instalada a minigeração distribuída, o faturamento

deve considerar a energia consumida, deduzidos a energia injetada e eventual crédito de

energia acumulado em ciclos de faturamentos anteriores, por posto tarifário, quando for o

caso, sobre os quais deverão incidir todas as componentes da tarifa em R$/MWh (ANEEL

REN 482/2012 art. 7º inciso II), conforme as expressões a seguir:

[ 2 ]

Onde:

CLFP = Consumo líquido de energia ativa, em kWh, no posto horário fora ponta. Diferença

entre a energia consumida, energia injetada e eventuais créditos acumulados;

CLP = Consumo líquido de energia ativa, em kWh, no posto horário ponta. Diferença entre a

energia consumida, energia injetada e eventuais créditos acumulados;

Fatura Consumo = (CLFP

x TrFP

) + (CLP x Tr

P)

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TrFP = Tarifa de energia em R$/MWh ou R$/kWh, no posto horário fora ponta;

TrP = Tarifa de energia em R$/MWh ou R$/kWh, no posto horário ponta.

[ 3 ]

Onde:

ECFP = Energia ativa consumida pela unidade consumidora onde está instalada a

minigeração, em kWh, no posto horário fora ponta;

EIFP = Energia ativa injetada na RD pela unidade consumidora onde está instalada a

minigeração, em kWh, no posto horário fora ponta;

CAFP = Créditos de energia ativa acumulados e não utilizados em ciclos de faturamento

anteriores, em kWh, no posto horário fora ponta.

[ 4 ]

Onde:

ECP = Energia ativa consumida pela unidade consumidora onde está instalada a

minigeração, em kWh, no posto ponta;

EIP = Energia ativa injetada na RD pela unidade consumidora onde está instalada a

minigeração, em kWh, no posto ponta;

CAP = Créditos de energia ativa acumulados e não utilizados em ciclos de faturamento

anteriores, em kWh, no posto horário ponta.

[ 5 ]

Onde:

CLOUTRO POSTO = Consumo líquido de energia ativa, em kWh, no posto tarifário diferente do

posto onde ocorreu a geração;

ECOUTRO POSTO = Energia ativa consumida, em kWh, no posto tarifário deferente do posto

onde ocorreu a geração;

EIOUTRO POSTO = Energia ativa consumida, em kWh, no posto tarifário deferente do posto

onde ocorreu a geração;

CRÉDITOAJUSTADO = Crédito ajustado de energia ativa injetada, em kWh,

CLFP

= ECFP

– EIFP

– CAFP

CLP = EC

P – EI

P – CA

P

CLOUTRO POSTO

= (ECOUTRO POSTO

– EIOUTRO POSTO

- CRÉDITOAJUSTADO

)

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[ 6 ]

Onde:

EIPOSTO GERAÇÃO = Energia ativa injetada na RD, em kWh, pela unidade consumidora onde

está instalada a minigeração, no posto tarifário onde ocorreu a geração;

ECPOSTO GERAÇÃO = Energia ativa consumida, em kW, pela unidade consumidora onde está

instalada a minigeração, no posto tarifário onde ocorreu a geração;

FA = Fator de Ajuste entre as componentes TE da tarifa, do posto horário onde ocorreu a

geração e o posto horário onde não ocorreu a geração. O fator de ajuste é o resultado

da divisão do valor de uma componente da tarifa (a componente TE – Tarifa de

Energia), por exemplo, de ponta pela fora de ponta (nos casos do excedente ser

originado no posto tarifário ponta), ou da tarifa fora de ponta pela tarifa de ponta,

quando o excedente surgir no posto fora de ponta

[ 7 ]

Onde:

TEPOSTO GERAÇÃO = Componente TE da Tarifa de Energia, em R$/MWh ou R$/kWh, no posto

tarifário onde ocorreu a geração;

TEOUTRO POSTO = Componente TE da Tarifa de Energia, em R$/MWh ou R$/kWh, no outro

posto tarifário onde se deseja compensar a energia.

7.2.1.5 Para a unidade consumidora em local diferente da geração, ou seja, unidade consumidora

beneficiada pelos créditos gerados pela unidade consumidora onde está instalada a

minigeração distribuída, o faturamento deve considerar a energia consumida, deduzidos o

percentual de energia excedente alocado a essa unidade consumidora e eventuais créditos

de energia acumulados em ciclos de faturamentos anteriores, por posto tarifário, quando for

o caso, sobre os quais deverão incidir todas as componentes da tarifa em R$/MWh (ANEEL

REN 482/2012 art. 7º inciso VII).

7.2.1.6 O cálculo da fatura de consumo das unidades consumidoras do Grupo A, beneficiadas pelos

créditos gerados pela unidade consumidora onde está instalada a minigeração distribuída, é

feito conforme mostrado no item 7.2.1.4, considerando no lugar da energia injetada, os

créditos alocados à unidade consumidora beneficiada. Para unidades consumidoras do

Grupo B, beneficiadas pelos créditos utilizar a metodologia de cálculo da NT.020.

7.2.1.7 Para fins de compensação, a energia ativa injetada no sistema de distribuição pela unidade

FA= TEPOSTO GERAÇÃO

TEOUTRO POSTO

CRÉDITOAJUSTADO

= (EIPOSTO GERAÇÃO

– ECPOSTO GERAÇÃO

) x FA

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consumidora será cedida a título de empréstimo gratuito para a CONCESSIONÁRIA,

passando a unidade consumidora a ter um crédito em quantidade de energia ativa a ser

consumida por um prazo de 60 (sessenta) meses (ANEEL REN 482/2012 art. 6º §2º).

7.2.1.8 O excedente de energia que não tenha sido compensado na própria unidade consumidora

pode ser utilizado para compensar o consumo de outras unidades consumidoras,

observando o enquadramento como empreendimento com múltiplas unidades

consumidoras, geração compartilhada ou autoconsumo remoto.

7.2.1.9 Para as unidades consumidoras com minigeração distribuída, conectadas em tensão

primária (grupo A), ainda que a energia injetada na rede seja superior ao consumo, será

devido o pagamento mínimo referente ao custo de disponibilidade, que neste caso é a

própria demanda contratada (ANEEL REN 482/2012 art. 7º inciso I e Caderno Temático

Item 4.1).

7.2.1.10 O titular da unidade consumidora onde se encontra instalada a minigeração distribuída deve

definir o percentual da energia excedente que será destinado a cada unidade consumidora

participante do sistema de compensação de energia elétrica, podendo solicitar a alteração

junto à distribuidora, desde que efetuada por escrito, com antecedência mínima de 60

(sessenta) dias de sua aplicação e, para o caso de empreendimento com múltiplas unidades

consumidoras ou geração compartilhada, acompanhada da cópia de instrumento jurídico

que comprove o compromisso de solidariedade entre os integrantes (ANEEL REN 482/2012

art. 7º inciso VIII).

7.2.1.11 Quando o crédito de energia acumulado em ciclos de faturamentos anteriores for utilizado

para compensar o consumo, não se deve debitar do saldo atual o montante de energia

equivalente ao custo de disponibilidade, aplicado aos consumidores do grupo B (ANEEL

REN 482/2012 art. 7º inciso V).

7.2.1.12 Para cada unidade consumidora participante do sistema de compensação de energia

elétrica, encerrada a compensação de energia dentro do mesmo ciclo de faturamento, os

créditos remanescentes devem permanecer na unidade consumidora a que foram

destinados (ANEEL REN 482/2012 art. 7º inciso IX).

7.2.1.13 Os créditos de energia ativa expiram em 60 (sessenta) meses após a data do faturamento e

serão revertidos em prol da modicidade tarifária sem que o consumidor faça jus a qualquer

forma de compensação após esse prazo (ANEEL REN 482/2012 art. 7º inciso XII).

7.2.1.14 Eventuais créditos de energia ativa existentes no momento do encerramento da relação

contratual do consumidor devem ser contabilizados pela CONCESSIONÁRIA em nome do

titular da respectiva unidade consumidora pelo prazo máximo de 60 (sessenta) meses após

a data do faturamento, exceto se houver outra unidade consumidora sob a mesma

titularidade e na mesma área de concessão, sendo permitida, nesse caso, a transferência

dos créditos restantes (ANEEL REN 482/2012 art. 7º inciso XIII).

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7.2.1.15 Quando a unidade consumidora onde ocorreu a geração excedente for faturada na

modalidade convencional, os créditos gerados devem ser considerados como geração em

período fora de ponta no caso de se utilizá-los em outra unidade consumidora (ANEEL REN

482/2012 art. 7º inciso XI).

7.2.2 Unidade Consumidora com Minigeração Distribuída.

7.2.2.1 Unidade consumidora individual que possua uma minigeração distribuída conectada à rede

de distribuição de energia elétrica da CONCESSIONÁRIA, energia excedente é calculada

conforme item 7.2.1.3, ver expressão [1] e o faturamento do consumo é conforme o item

7.2.1.4.

7.2.2.2 O faturamento deve considerar a energia consumida, deduzidos a energia injetada e

eventual crédito de energia acumulado em ciclos de faturamentos anteriores, por posto

tarifário, quando for o caso, sobre os quais deverão incidir todas as componentes da tarifa

em R$/MWh, conforme expressão [ 3 ].

7.2.3 Autoconsumo Remoto.

7.2.3.1 Unidade consumidora individual que possua uma minigeração distribuída conectada à rede

de distribuição de energia elétrica da CONCESSIONÁRIA, energia excedente é calculada

conforme item 7.2.1.3, ver expressão [1] e o faturamento a ser faturado é conforme o item

7.2.1.4.

7.2.3.2 A energia excedente é calculada conforme expressão [1] e o faturamento das unidades

beneficiadas, pelos créditos gerados pela unidade onde está instalada a minigeração

distribuída, é calculado conforme expressão [4].

7.2.3.3 A Figura 6 mostra um exemplo adaptado do Caderno Temático Micro e Minigeração

Distribuída da ANEEL, sobre a forma de utilização dos créditos para a compensação na

fatura de uma minigeração distribuída, considerando uma unidade consumidora comercial

com as seguintes características:

Tensão: 13,8 kV;

Tarifa: Azul;

Demanda na Ponta: 100 kW;

Demanda Fora da Ponta: 400 kW;

Potência instalada de minigeração: 350 kW (pico).

Para as unidades consumidoras do Grupo A que dispões de tarifa horária, a energia

injetada deve ser utilizada, prioritariamente, para abater o consumo mensal no mesmo

período (ponta ou fora ponta). Caso haja sobra, esse saldo será utilizado para reduzir o

consumo no outro posto tarifário, após a aplicação de um fator de ajuste (ANEEL Caderno

Temático Micro e Minigeração Distribuída, 2016).

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Neste exemplo, houve um excedente de energia injetada na rede no período fora de ponta,

ver Figura 6(a). Esse saldo, para abater o consumo do período de ponta, deve ser

submetido ao fator de ajuste, que neste exemplo, é o resultado da divisão do valor da

componente da tarifa, TE – Tarifa de Energia, de ponta pela fora de ponta, quando o

excedente surgir no posto fora de ponta.

A Figura 6(b), mostra a aplicação do fator de ajuste no exemplo da Figura 6(a), o que

resulta em um crédito de 1.799 kWh a ser utilizado na ponta, a fim de abater o consumo

daquele posto tarifário.

A Figura 6(c), mostra a fatura de consumo do exemplo da Figura 6(a), considerando todos

os consumos, postos tarifários e fator de ajuste.

Figura 6 – Exemplo de utilização de créditos para minigerador individual

(a)

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(b)

(c)

7.2.4 Geração Compartilhada.

7.2.4.1 Em minigeração distribuída caracterizada como geração compartilhada, ver definição no

item 4.14, o consórcio ou a cooperativa deve ser o titular da unidade consumidora onde será

instalada a minigeração distribuída e define, segundo critério próprio estabelecido entre os

integrantes, através de instrumento jurídico de solidariedade, o percentual de créditos

proveniente da energia excedente, que deve ser destinado a cada unidade consumidora

que compõe o consórcio ou a cooperativa.

7.2.4.2 O consórcio deve seguir o disposto na Lei n. 6.404/76 e também observar o disposto na

Instrução Normativa da Receita Federal do Brasil nº 1.634/2016, para fins de inscrição no

CNPJ. A cooperativa deve observar as regras gerais previstas no Código Civil (arts. 1.093 a

1.096), assim como o disposto na Lei n. 5.764/61 (ANEEL Ofício Circular nº 0010/2017).

7.2.4.3 A energia excedente é calculada conforme item 7.2.1.3, ver expressão [1], o faturamento da

unidade consumidora onde está instalada a minigeração distribuída é calculado conforme o

item 7.2.1.4, considerando os critérios de utilização dos créditos e eventual utilização do

fator de ajuste para créditos em outro posto horário, diferente do posto horário onde ocorreu

a geração.

7.2.4.4 O faturamento de consumo da unidade consumidora onde está instalada a minigeração

distribuída é calculado conforme item 7.2.1.4, considerando os critérios de utilização dos

créditos e eventual utilização do fator de ajuste para créditos em outro posto horário,

diferente do posto horário onde ocorreu a geração.

7.2.4.5 Para as unidades consumidoras beneficiadas pelos créditos gerados pela unidade

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consumidora onde está instalada a minigeração distribuída, utilizar os mesmos critérios e

exemplo ilustrado no item 7.2.3.4, considerando no lugar da energia injetada, os créditos

alocados para a unidade consumidora do Grupo A beneficiada. Para unidade consumidora

do Grupo B, considerar os critérios da norma NT.020.

7.2.5 Integrante de empreendimento de múltiplas unidades consumidoras

7.2.5.1 Em minigeração distribuída caracterizada como EMUC, conforme definição no item 4.13, os

condôminos podem instalar um sistema de minigeração distribuída na unidade consumidora

condomínio e utilizar os créditos para diminuir a fatura de suas unidades consumidoras.

Esses créditos devem ser divididos em porcentagens, definidos pela unidade consumidora

condomínio, previamente acordados, através de instrumento jurídico de solidariedade.

7.2.5.2 Os créditos gerados pela minigeração instalada no condomínio, podem ser divididos pelos

condôminos sem a necessidade de se abater o consumo total da área comum, cabendo ao

titular da unidade consumidora Condomínio, definir o percentual de rateio dos créditos

dentre os integrantes do condomínio (ANEEL Caderno Temático Micro e Minigeração

Distribuída 2016 item 5.4).

7.2.5.3 O excedente de energia, conforme item 7.2.1.3, é a diferença positiva entre a energia

injetada e a consumida, exceto para o caso de empreendimentos de múltiplas unidades

consumidoras, em que o excedente é igual à energia injetada, conforme a expressão [8]

abaixo.

EEEMUC = EIEMUC [ 8 ]

Onde:

EEEMUC = Excedente de Energia no EMUC, em kWh

EIEMUC = Energia injetada na RD pela unidade consumidora geradora no EMUC, em

kWh.

7.2.5.4 O faturamento da unidade consumidora (condomínio) onde está instalada a minigeração

distribuída e das unidades consumidoras beneficiadas pelos créditos gerados pela unidade

consumidora condomínio, segue os mesmos critérios já mostrados para as unidades

consumidoras beneficiadas pelos créditos gerados de minigeração distribuída com

autoconsumo remoto ou geração compartilhada, com a diferença de considerar o excedente

de energia ativa conforme item 7.2.5.3 expressão [4].

7.2.5.5 Os créditos gerados pela minigeração instalada no condomínio, podem ser divididos pelos

condôminos sem a necessidade de se abater o consumo total da área comum, cabendo ao

titular da unidade consumidora Condomínio, definir o percentual de rateio dos créditos

dentre os integrantes do condomínio (ANEEL Caderno Temático Micro e Minigeração

Distribuída 2ª edição, 2016).

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7.2.5.6 O faturamento dos beneficiados pelo excedente de energia ativa, deve considerar a energia

consumida, deduzidos o percentual de energia excedente alocado a unidade consumidora e

eventual crédito de energia acumulado em ciclos de faturamentos anteriores, por posto

tarifário, quando for o caso, sobre os quais devem incidir todas as componentes da tarifa.

7.2.5.7 As Figuras 7, 8, 9 e 10, adaptadas adaptado do Caderno Temático Micro e Minigeração

Distribuída da ANEEL, mostram um exemplo sobre a forma de utilização dos créditos para

compensação na fatura, de um condomínio comercial atendido em média tensão (Grupo A)

e quatro lojas pertencentes ao condomínio, atendidas em baixa tensão (Grupo B), sem

considerar taxa de iluminação pública e a incidência de impostos na tarifa, são dadas as

seguintes informações para a unidade consumidora Condomínio:

Tensão: 13,8 kV;

Tarifa: Azul;

Demanda Contratada na Ponta: 100 kW;

Demanda Contratada Fora da Ponta: 400 kW;

Potência instalada da minigeração: 350 kW (pico)

Conforme estabelecido no art. 7º da REN nº 482/2012, o titular da unidade consumidora

condomínio informa à CONCESSIONÁRIA a distribuição percentual do excedente de

energia produzido pela minigeração, ver Figura 7(a) (ANEEL Caderno Temático Micro e

Minigeração Distribuída 2ª edição, 2016).

Os créditos gerados pela minigeração instalada no condomínio (EMUC) podem ser divididos

pelos condôminos, ver Figura 7, sem a necessidade de se abater o consumo total da área

comum, cabendo ao titular da unidade consumidora condomínio, definir o rateio dos créditos

dentre os integrantes do empreendimento de múltiplas unidades consumidoras (ANEEL

Caderno Temático Micro e Minigeração Distribuída 2ª edição, 2016).

Figura 7 – Distribuição percentual dos créditos entre os condôminos.

A Figura 8, mostra os dados de consumo, geração e alocação de créditos para a unidade

consumidora condomínio, após a definição dos percentuais de rateio do excedente de energia ativa.

Figura 8 – Dados de geração e consumo da UC Condomínio.

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A Figura 9, mostra os dados de consumo e alocação de créditos para as unidades consumidoras UC1

e UC2, após a definição dos percentuais de rateio do excedente de energia ativa.

Figura 9 – Alocação dos créditos para as unidades UC1 e UC2

A Figura 10, mostra os dados de consumo e alocação de créditos para as unidades consumidoras

UC3 e UC4, após a definição dos percentuais de rateio do excedente de energia ativa.

Figura 10 – Alocação dos créditos para as unidades UC3 e UC4

Por fim, deve-se ressaltar que a unidade consumidora condomínio (Grupo A) deverá pagar

pela demanda contratada (100 kW na ponta e 400 kW fora da ponta), pelo consumo

faturado na ponta (7.895 kWh) e pelo consumo faturado fora da ponta após a compensação

dos créditos (20.156 kWh). Para as demais unidades integrantes do condomínio (Grupo B),

aplicam-se apenas o consumo faturado após a alocação dos créditos, sendo iguais ao custo

de disponibilidade para as UC2 e UC4, e 235 kWh (UC1) e 500 kWh (UC3) (ANEEL

Caderno Temático Micro e Minigeração Distribuída 2ª edição, 2016).

É importante também destacar que a quantidade de créditos recebida pelas unidades

consumidoras dos condôminos (Grupo B) não sofre influência devido à diferença tarifária

entre as tarifas de suas unidades e as tarifas da unidade consumidora condomínio (Grupo

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A) (ANEEL Caderno Temático Micro e Minigeração Distribuída 2ª edição, 2016).

7.2.6 Informações na Fatura

7.2.6.1 Adicionalmente às informações definidas na Resolução Normativa nº 414, de 2010, a fatura

dos consumidores que possuem minigeração ou minigeração distribuída deve conter, a

cada ciclo de faturamento:

I) Informação da participação da unidade consumidora no sistema de compensação de

energia elétrica;

II) Saldo anterior de créditos em kWh;

III) Energia elétrica ativa consumida, por posto tarifário;

IV) Energia elétrica ativa injetada, por posto tarifário;

V) Histórico da energia elétrica ativa consumida e da injetada nos últimos 12 ciclos de

faturamento;

VI) Total de créditos utilizados no ciclo de faturamento, discriminados por unidade

consumidora;

VII) Total de créditos expirados no ciclo de faturamento;

VIII) Saldo atualizado de créditos;

IX) A próxima parcela do saldo atualizado de créditos a expirar e o ciclo de faturamento

em que ocorrerá;

7.2.6.2 As informações descritas no item 7.2.6.1, podem ser fornecidas ao consumidor, a critério da

CONCESSIONÁRIA, por meio de um demonstrativo específico anexo à fatura, correio

eletrônico ou disponibilizado pela internet em um espaço de acesso restrito, devendo a

fatura conter, nesses casos, no mínimo as informações definidas em I, III, IV e VIII do item

7.2.6.1.

7.2.6.3 Para as unidades consumidoras cadastradas no sistema de compensação de energia

elétrica que não possuem minigeração distribuída instalada, além da informação de sua

participação no sistema de compensação de energia, a fatura deve conter o total de créditos

utilizados na correspondente unidade consumidora por posto tarifário, se houver.

7.2.6.4 Os créditos são determinados em termos de energia elétrica ativa, não estando sua

quantidade sujeita a alterações nas tarifas de energia elétrica.

7.2.6.5 Para unidades consumidoras classificados na subclasse residencial baixa renda deve-se,

primeiramente, aplicar as regras de faturamento previstas nesta Norma, em seguida,

conceder os descontos conforme estabelecido na Resolução Normativa nº 414, de 2010.

7.2.6.6 A cobrança das bandeiras tarifárias deve ser efetuada sobre o consumo de energia elétrica

ativa a ser faturado, nos termos das normas pertinentes.

7.3 Limites para Acesso de Minigeração Distribuída

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7.3.1 Limite de Potência

7.3.1.1 A potência instalada da minigeração distribuída, em kW, deve ser maior que 75 kW e menor

ou igual a 5 MW, dentro deste limite deve ser no máximo igual a potência disponibilizada

para a unidade consumidora do Grupo A onde a minigeração será instalada, neste caso a

potência da central geradora deve ser no máximo igual a demanda contratada da unidade

consumidora (ANEEL REN 482/2012 art. 4º §1º).

7.3.1.2 A potência disponibilizada para unidades consumidoras do Grupo A é a demanda

contratada, expressa em quilowatts – kW (REN 482/12 art. 4º §2º e REN 414/10 art. 2º

inciso LX).

Potência Disponibilizada (kW) = Demanda Contratada [ 9 ]

7.3.1.3 Caso o consumidor deseje instalar central geradora com potência superior ao limite definido

no item 7.3.1.1, deve solicitar o aumento da potência disponibilizada, nos termos do art. 27

da Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, sendo dispensado o aumento

da carga instalada (ANEEL REN 482/2012 art. 4º §2º).

7.3.1.4 O Acessante não deve dividir a central geradora em unidades menores para se enquadrar

nos limites de potência para minigeração ou minigeração distribuída, devendo a

CONCESSIONÁRIA identificar esses casos, solicitar a readequação da instalação e, caso

não atendido, negar a adesão ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica (ANEEL

REN 482/2012 art. 4º §3º).

7.3.1.5 O consumidor (acessante) não deve fazer aumento de carga, sem comunicar a

CONCESSIONÁRIA, ainda que este aumento não resulte em alteração da potência

disponibilizada para sua unidade consumidora, caso isso ocorra, vale o que estabelece a

ANEEL REN 414/2010 art. 165: “O consumidor deve submeter previamente à apreciação da

distribuidora o aumento da carga ou da geração instalada que exigir a elevação da potência

injetada ou da potência demandada, com vistas à verificação da necessidade de adequação

do sistema elétrico, observados os procedimentos dispostos nesta Resolução”.

7.3.1.6 Dessa forma, se o consumidor alterar as características de sua carga e aumentar sua

potência demandada – mesmo que isso não resulte na alteração de sua potência

disponibilizada – essa alteração deverá ser, necessariamente, informada à distribuidora

que, por sua vez, avaliará a necessidade de adequação do seu sistema elétrico (ANEEL

Ofício Circular 0010/2017 SRD).

7.3.1.7 O acessante deve submeter previamente à apreciação da CONCESSIONÁRIA o aumento

da carga ou da geração instalada que exigir a elevação da potência injetada ou da potência

demandada, para verificar a necessidade de adequação do sistema elétrico (ANEEL Ofício


7.3.1.8 Para utilização dos padrões de entrada para cada nível de tensão, consultar as normas de

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fornecimento em tensão primária.

7.3.1.9 Para a determinação do limite da potência instalada da central geradora localizada em

empreendimento de múltiplas unidades consumidoras, deve-se considerar a potência

disponibilizada pela CONCESSIONÁRIA, para o atendimento do empreendimento (ANEEL

REN 482/12 art. 4º §4º).

7.3.1.10 No caso dos empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras, a potência

disponibilizada pela CONCESSIONÁRIA, para atendimento ao empreendimento é e mesma

informada na Viabilidade Técnica do empreendimento.

7.3.2 Fontes de Energia Utilizadas

As centrais geradoras, classificadas como minigeração distribuída, devem utilizar cogeração

qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica,

conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras.

7.3.3 Materiais a Serem Utilizados

7.3.3.1 Os materiais utilizados no padrão de entrada devem ser, de fornecedores homologados pela

CONCESSIONÁRIA, em conformidade com a norma técnica NT.002 que trata do

fornecimento de energia elétrica em média tensão.

7.3.3.2 Para o caso de sistemas que se conectam à rede por meio de inversores, o acessante 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 Inmetro 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 no PRODIST Módulo 3 Secção 3.7.

8 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS E OPERACIONAIS

8.1 Requisitos Gerais de Conexão (conforme PRODIST Módulo 3 Seção 3.7)

8.1.1 A conexão à rede de distribuição da CONCESSIONÁRIA, deve ser realizada em corrente

alternada com frequência de 60 (sessenta) Hz, através de fontes com ou sem utilização de

inversor e o acessante é o único responsável pela sincronização adequada de suas

instalações com o sistema de distribuição acessado

8.1.2 O paralelismo das instalações do acessante com a rede de distribuição da

CONCESSIONÁRIA não pode causar problemas técnicos ou de segurança aos demais

acessantes, ao sistema de distribuição acessado e ao pessoal envolvido com a sua operação

e manutenção.

8.1.3 A instalação do acessante, conectada ao sistema de distribuição, deve operar dentro dos

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limites de qualidade de energia elétrica, estabelecidos no PRODIST Módulo 8 Seção 8.1.

8.1.4 As condições anormais de operação que podem surgir na rede elétrica de distribuição e

necessitam resposta do sistema de minigeração distribuída conectado a essa rede,

compreendem as variações de tensão e frequência acima ou abaixo dos limites definidos nos

itens 8.4 e 8.5 e a desconexão completa da rede, representando um potencial para a

formação de ilhamento de geração distribuída. Esta resposta serve para garantir a segurança

das equipes de manutenção da rede e das pessoas em geral, bem como para evitar danos

aos equipamentos conectados à rede, incluindo o próprio sistema de minigeração distribuída

(ABNT NBR 16149:2013).

8.1.5 Níveis de Tensão para Conexão

8.1.5.1 A quantidade de fases e o nível de tensão de conexão da central geradora serão definidos

pela CONCESSIONÁRIA, em função das características técnicas da rede e em

conformidade com a regulamentação vigente.

8.1.5.2 Os Acessantes devem ser interligados ao sistema elétrico de média ou alta tensão no ponto

de conexão (ponto de entrega) da unidade consumidora. O padrão da rede de conexão,

deve ser conforme a configuração da rede local e seus respectivos níveis de tensão para

rede (13.8 kV, 34.5 kV, 69 kV ou 138 kV), para os limites de potência de geração

estabelecidos nesta Norma, conforme mostra a Tabela 2.

Tabela 2 – Forma de Conexão em Função da Potência

DEMANDA CONTRATADA (kW)

POTÊNCIA DA MINIGERAÇÃO (kW)

TENSÃO DE ATENDIMENTO (kV)

FORMA DE CONEXÃO

≤ 300 kW ≤ 300 kW 13.8 ou 34.5 SE AÉREA (poste)

> 300 kW e

≤ 2.500 kW

> 300 kW e

≤ 2.500 kW 13.8 ou 34.5 SE ABRIGADA

> 2.500 kW > 2.500 kW 69kV, 138kV ou conforme

Parecer de Acesso SE padrão 69 ou 138 ou

conforme Parecer de Acesso

Nota 1: Para atendimento em configuração da rede de distribuição diferente da recomendada

(Radial), a CONCESSIONÁRIA deverá realizar estudo prévio de viabilidade técnica.

8.2 Requisitos Gerais de Proteção para a Conexão

8.2.1 Requisito Gerais

A função de proteção dos equipamentos pode ser executada por um dispositivo interno ao

inversor para as conexões que o utilizem como interface com a rede ou por dispositivos

externos para aquelas conexões que não utilizem inversor como interface ou para as funções

que não são contempladas no inversor.

8.2.1.1 Proteções Requeridas para Minigeração Distribuída

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A Tabela 3, mostra os requisitos mínimos de proteção exigidos para as unidades

consumidoras, participantes do sistema de compensação de energia elétrica, que se

conectam à rede de baixa tensão através de uma minigeração distribuída (PRODIST

Módulo 3 Seção 3.7 Item 4 Tabela 1).

Tabela 3 – Requisitos de proteção minigeração distribuída

REQUISITOS DE PROTEÇÃO POTÊNCIA INSTALADA DE GERAÇÃO

> 75 kW e ≤ 500kW > 500 kW e ≤ 5MW

Elemento de desconexão (I)

Sim Sim

Elemento de interrupção (II)

Sim Sim

Transformador de acoplamento (III)

Sim Sim

Proteção de subtensão (27) e sobretensão (59) Sim (IV)

Sim (IV)

Proteção de subfrequência (81U) e sobrefrequência (81O)

Sim (IV)

Sim (IV)

Proteção contra desequilíbrio de corrente (46) Não Sim

Proteção contra desbalanço de tensão (47) Não Sim

Proteção de Sobrecorrente direcional (67) Sim Sim

Proteção de Sobrecorrente com restrição de tensão (51V)

Não Sim

Check de sincronismo (25) Sim (IX)

Sim (IX)

Proteção de Anti-ilhamento (78 e 81 df/dt – Rocoff) Sim (X)

Sim (X)

Medição Medidor 4 Quadrantes Medidor 4 Quadrantes

8.2.1.2 Descrição das Funções das Proteções

I) Elemento de desconexão: Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa

para garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu sistema,

exceto para minigeradores que se conectam à rede através de inversores;

II) Elemento de interrupção (52 – Disjuntor): Elemento de interrupção automático acionado

por proteção para minigeradores distribuídos;

III) Proteção de sub e sobretensão (27 e 59): Monitoram os valores eficazes de tensão no

ponto de conexão, atuando quando os valores limites (inferior e superior) forem

ultrapassados. Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema

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eletroeletrônico que detecte tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar

na lógica de atuação do elemento de interrupção.

IV) Proteção de sub e sobrefrequência (81U e 81O): Monitoram a frequência no ponto de

conexão, considerando a medição de tensão em uma janela de amostragem de no

mínimo 1(um) ciclo. 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 interrupção;

V) Check de sincronismo (25): Monitora as grandezas (frequência, ângulo de fase e

tensão) no ponto de conexão (fronteira entre Acessada e Acessante), visando o

sincronismo das mesmas para possibilitar o paralelismo e permitir a conexão entre a

Acessada e o Acessante. Não é necessário relé de check de sincronismo específico,

mas um 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;

VI) Anti-ilhamento (78 e 81 df/dt – Rocof) – Relé de deslocamento de fase (78) ou salto

vetorial Relés que indicam deslocamento de fase (graus elétricos) de tensão. Este relé

deve possuir bloqueio por mínima tensão de operação, que bloqueia o relé quando a

tensão é inferior ao valor ajustado, para impedir a atuação indevida durante a partida

do gerador ou ocorrência de curto circuitos com afundamentos de tensão. Esta unidade

deve ser ajustada para operarem curtos circuitos monofásicos. Relé Derivada de

Frequência ou Taxa de Variação de Frequência (81df/dt) – ROCOF (rate of change of

frequency): Consiste na função da taxa de variação da frequência no tempo. É uma

técnica sensível para detectar ilhamentos quando a variação da frequência é

relativamente rápida, o que ocorre quando o desbalanço de potência ativa entre a

geração e a carga é pequena, no sistema isolado. Para melhorar a sensibilidade e

evitar a atuação indevida desta função, em alguns casos é necessária a temporização.

No caso de operação em ilha do acessante, 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.

8.2.1.3 A função de proteção dos equipamentos pode ser executada por um dispositivo interno ao

inversor para as conexões que o utilizem como interface com a rede ou por dispositivos

externos para aquelas conexões que não utilizem inversor como interface.

8.2.1.4 Nos sistemas que se conectam à rede através de inversores, os quais devem estar

instalados em locais apropriados de fácil acesso, as proteções relacionadas na Tabela 3

podem estar inseridas nos referidos equipamentos, sendo a redundância de proteções

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desnecessária para minigeração distribuída.

8.2.1.5 A acessada pode propor proteções adicionais, desde que justificadas tecnicamente, em

função de características específicas do sistema de distribuição acessado, sem custos para

minigeração distribuída.

8.2.2 Ajustes

8.2.3 Para os sistemas que se conectem à rede sem a utilização de inversores (centrais térmicas

ou centrais hidráulicas) os ajustes recomendados das proteções estabelecidas, são

apresentados na Tabela 4.

Tabela 4 – Ajustes recomendados das proteções

REQUISITO DE PROTEÇÃO POTÊNCIA INSTALADA ATÉ 75 kW TEMPO MÁXIMO DE

ATUAÇÃO

Proteção de subtensão (27) 0,8 p.u. 5 seg

Proteção de sobretensão (59) 1,1 p.u. 5 seg

Proteção de subfrequência (81U) 59,5 Hz 5 seg

Proteção de sobrefrequência (81O) 60,5 Hz 5 seg

Relé de sincronismo (25) 10° / 10 % tensão / 0,3 Hz N/A

Anti-ilhamento (78 e 81 df/dt - Rocof) N/A

Nota 2: Ajustes diferentes dos recomendados acima devem ser avaliados para aprovação pela

CONCESSIONÁRIA, desde que tecnicamente justificados.

8.2.4 Dispositivo de seccionamento visível (DSV)

8.2.4.1 O dispositivo de seccionamento visível (DSV) é um requisito de segurança, basicamente é

uma chave seccionadora, sua instalação será após a caixa de medição do padrão de

entrada, ter capacidade de condução e abertura compatível com a potência da unidade

consumidora.

8.2.4.2 É dispensada a instalação do DSV para minigeradores que se conectam à rede através de

inversores, como no caso da geração eólica e solar, por exemplo. Quando não se utiliza

inversor sua instalação é obrigatória.

Nota 3: O dispositivo de seccionamento visível e acessível, é usado pela Acessada para garantir a

desconexão da central geradora durante manutenção em seu sistema, nos casos em que seu uso

for obrigatório.

8.3 Proteção contra curto-circuito

O sistema de geração distribuída deve possuir dispositivo de proteção contra sobrecorrentes

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(curto-circuito), a fim de limitar e interromper o fornecimento de energia, bem como

proporcionar proteção à rede da CONCESSIONÁRIA e instalações internas contra eventuais

defeitos a partir do sistema de geração distribuída. Tal proteção deve ser coordenada com a

proteção geral da unidade consumidora, através de disjuntor termomagnético, localizado

eletricamente após a medição e deve ser instalado na posição vertical com o ramal de entrada

conectado sempre em seus bornes superiores, no padrão de entrada de energia da unidade

consumidora.

8.4 Proteção Anti-ilhamento

8.4.1 O sistema fotovoltaico com geração distribuída deve cessar o fornecimento de energia à rede

em até 2 segundos após a perda da rede (ilhamento) (ABNT NBR 16149:2013 item 5.3).

Nota 4: Os inversores aplicados em sistemas fotovoltaicos devem atender ao estabelecido na

ABNT NBR IEC 62116.

8.4.2 No caso de ilhamento, um sistema de minigeração distribuída conectado à rede, deve no

caso de interrupção de fornecimento de energia por parte da CONCESSIONÁRIA,

desconectar da rede de distribuição da CONCESSIONÁRIA, podendo manter apenas a

alimentação de suas cargas internas, em hipótese alguma a minigeração deve continuar

injetando na rede da CONCESSIONÁRIA, quando a mesma não estiver fornecendo energia.

A interrupção de fornecimento pode ocorre por diversas situações, incluindo a atuação de

proteções contra faltas e a desconexão devido à manutenção (ABNT NBR 16149:2013).

8.4.3 Como o inversor é o elemento de conexão à rede, somente estará desconectado por

completo da rede elétrica em casos de serviço ou manutenção por meio da abertura de um

dispositivo de seccionamento adequado. Nas demais situações, injetando ou não energia na

rede, os circuitos de controle do inversor continuam conectados à rede para monitorar as

suas condições. Portanto, os termos “cessar o fornecimento à rede” ou “desconectar-se da

rede”, significam que o inversor não fica totalmente desconectado da rede, apenas deixa de

fornecer energia, por exemplo, durante um desligamento devido à perda da rede (ABNT NBR

16149:2013).

8.5 Requisitos de Qualidade e Compatibilidade com a Rede

A qualidade da energia fornecida pelos sistemas de minigeração distribuída às cargas locais e

à rede elétrica da CONCESSIONÁRIA é regida práticas e normas referentes aos parâmetros

de tensão, cintilação, frequência, distorção harmônica e fator de potência, que devem ser

medidos na interface da rede/ponto de conexão comum, exceto quando houver indicação de

outro ponto, quando aplicável. O desvio dos padrões estabelecidos por essas normas

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caracteriza uma condição anormal de operação, e os sistemas devem ser capazes de

identificar esse desvio e cessar o fornecimento de energia à rede da CONCESSIONÁRIA.

8.5.1 Injeção de Componente C.C. na Rede Elétrica

Caso o sistema fotovoltaico não possua um transformador de isolamento que faça a

separação galvânica em 60 Hz, deve desconectar-se da rede em no máximo 1 s se a injeção

de componente C.C. na rede elétrica for superior a 0,5 % da corrente nominal do inversor.

(ABNT NBR 16149:2013 item 4.4).

8.5.2 Tensão em Regime Permanente

A tensão contratada no ponto de conexão da unidade consumidora atendida em tensão

primária de distribuição, também denominada tensão de referência (TR), poderá sofrer

variações conforme mostra a Tabela 5.

Tabela 5 – Ponto de conexão com tensão nominal em média e alta tensão

Tensão Atendimento

(TA)

Faixa de Variação da Tensão de Leitura (TL) em Relação à Tensão de Referência (TR)

13.8 kV – 34.5 kV 69 kV – 138 kV

Adequada 0.93TR ≤ TL ≤ 1.05TR 0.95TR ≤ TL ≤ 1.05TR

Precária 0.90TR ≤ TL ≤ 0.93TR 0.90TR ≤ TL < 0.95TR ou 1.05TR < TL ≤ 1.07TR

Crítica (TL < 0.90TR ou TL > 1.05TR (TL < 0.90TR ou TL > 1.07TR

8.5.3 Variação de Tensão

8.5.3.1 Para sistemas fotovoltaicos, quando a tensão da rede, para sistemas monofásicos ou

polifásicos, sai da faixa de operação, a geração distribuída deve interromper o fornecimento

de energia à rede da CONCESSIONÁRIA, conforme limites estabelecidos na Tabela 5

(ABNT NBR 16149:2013 item 5.2.1).

8.5.3.2 Todas as menções a respeito da tensão do sistema referem-se à tensão nominal da rede

local. As tensões padronizadas para tensão primária pela CONCESSIONÁRIA são: 13.8 KV,

34.5 kV, 69 kV e 138 kV.

8.5.3.3 O sistema fotovoltaico deve perceber uma condição anormal de tensão e atuar de forma a

cessar o fornecimento à rede da CONCESSIONÁRIA, quando os valores de tensões

eficazes no ponto de conexão não estiverem em conformidade com os valores

estabelecidos na Tabela 6 (ABNT NBR 16149:2013 item 5.2.1 Tabela 2).

Tabela 6 – Resposta às condições anormais de tensão

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TENSÃO NO PONTO DE CONEXÃO COMUM

(% em relação à VNOMINALl) TEMPO MÁXIMO DE DESLIGAMENTO

(NOTA 5)

V < 80 % 0,4 s

80 % ≤ V ≤ 110 % Regime normal de operação

110 % < V 0,2 s

Nota 5: O tempo máximo de desligamento refere-se ao tempo entre o evento anormal de tensão e a

atuação das proteções do sistema de geração distribuída, para cessar a injeção de energia elétrica

ativa na rede de distribuição da CONCESSIONÁRIA. O sistema de minigeração distribuída deve

permanecer “conectado” à rede, a fim de monitorar os parâmetros da rede e permitir a

“reconexão” do sistema quando as condições normais forem restabelecidas;

Nota 6: Para sistemas de geração distribuída que não utilizam inversores como interface com a

rede, os tempos de atuação estão descritos na Tabela 6;

8.5.3.4 Os atrasos mostrados na Tabela 6, têm o propósito de garantir que distúrbios de curta

duração não interrompam a injeção de energia na rede, evitando desconexões excessivas e

desnecessárias, com isso o sistema fotovoltaico não deixa de fornecer energia à rede se a

tensão sair e voltar para a faixa de operação normal dentro do tempo máximo de

desligamento permitido (NBR 16149:2013 item 5.2.1).

8.5.3.5 É recomendável que o valor máximo de queda de tensão o inversor e o ponto de conexão,

que é o mesmo ponto de entrega, no padrão de entrada, seja levada em consideração (NBR

16149:2013 item 5.2.1).

8.5.4 Variação de Frequência

A minigeração deve operar em sincronismo com a rede elétrica e dentro dos limites de

variação de frequência definidos nas normas técnicas nacionais e/ou internacionais

pertinentes (NBR 16149:2013 item 5.2.2).

8.5.4.1 Minigeração com inversores

Para os sistemas que se conectem à rede através de inversores através de sistemas

fotovoltaicos, devem ser seguidas as diretrizes abaixo:

I) Quando a frequência da rede de distribuição ficar abaixo de 57,5 Hz ou acima de 62

HZ, o sistema de geração distribuída deverá cessar o fornecimento de energia ativa à

rede elétrica da CONCESSIONÁRIA em no máximo 0,2 s. O sistema somente deve se

reconectar à rede de distribuição, quando a frequência que caiu, subir para 59,9 Hz ou

quando a frequência que subiu, reduzir para 60,1 Hz, respeitando o tempo de

reconexão descrito no item 8.12.2. O gradiente de elevação da potência ativa injetada

na rede deve ser de até 20 % de PM por minuto (ABNT NBR 16149:2013 item 5.2.2)

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II) Quando a frequência da rede ultrapassar 60,5 Hz e permanecer abaixo de 62 Hz, o

sistema de geração distribuída deve reduzir a potência ativa injetada na rede segundo

a equação (ABNT NBR 16149:2013 item 5.2.2):

∆P = [fREDE - (fNOMINAL+ 0,5)] x R [ 10 ]

Onde:

ΔP - variação da potência ativa injetada (em %) em relação à potência ativa

injetada no momento em que a frequência excede 60,5 Hz (PM);

fREDE – frequência da rede;

fNOMINAL – é a frequência nominal da rede;

R – taxa de redução desejada da potência ativa injetada (em %/Hz), ajustada em -

40 %/Hz. A resolução da medição de frequência deve ser ≤ 0,01 Hz.

III) Se, após iniciado o processo de redução da potência ativa, a frequência da rede

reduzir, o sistema de geração distribuída deve manter o menor valor de potência ativa

atingido (PM - ΔPMáximo) durante o aumento da frequência. O sistema de geração

distribuída só deve aumentar a potência ativa injetada quando a frequência da rede

retornar para a faixa 60 Hz ± 0,05 Hz, por no mínimo 300 segundos. O gradiente de

elevação da potência ativa injetada na rede deve ser de até 20 % de PM por minuto

(ABNT NBR 16149:2013 item 5.2.2).

IV) A Figura 11 ilustra a curva de operação do sistema fotovoltaico em função da

frequência da rede para a desconexão por sobre/subfrequência (ABNT NBR

16149:2013 item 5.2.2).

Figura 11 – Curva de operação do sistema de geração distribuída em função da frequência da rede para

desconexão por sobre/subfrequência (ABNT NBR 16149:2013).

8.5.4.2 Minigeração sem inversores

P/PM [%]

F [Hz]

57,5 60,5 6260,1

100

40

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Para os sistemas que se conectem à rede sem a utilização de inversores (centrais térmicas

ou centrais hidráulicas) a faixa operacional de frequência deverá estar situada entre 59,5 Hz

e 60,5 Hz. Os tempos de atuação estão descritos na Tabela 4.

8.5.5 Harmônicos e distorção da forma de onda

Os níveis aceitáveis de distorção harmônica de tensão e corrente dependem das

características da rede, do tipo de serviço, das cargas conectadas e dos procedimentos

adotados na operação da rede (NBR 16149:2013 item 4.6).

8.5.5.1 Harmônicos de Tensão

A distorção harmônica total de tensão deve ser limitada aos valores indicados da Tabela 7.

Os valores de referências individuais, são descritos no PRODIST Módulo 8 Seção 8.1 item

4.3.1 da ANEEL, representam os valores máximos toleráveis para cada acessante no ponto

de conexão ao sistema de distribuição.

Tabela 7 – Valores de referência das distorções harmônicas totais de Tensão

TENSÃO NOMINAL DO BARRAMENTO DISTORÇÃO HARMÔNICA TOTAL DE TENSÃO (DTT)

1 kV < VN ≤ 69 kV 8,0%

69 kV ≤ VN < 230 kV 5,0%

8.5.5.2 Harmônicos de Corrente

Os sistemas fotovoltaicos devem injetar energia com baixos níveis de distorção harmônica

de corrente, garantindo que nenhum efeito adverso ocorra em outros equipamentos

conectados à rede. A distorção harmônica total de corrente deve ser inferior a 5 %, em

relação à corrente fundamental na potência nominal do inversor. Cada harmônica individual

deve estar limitada aos valores apresentados na Tabela 8 (NBR 16149:2013 tabela 1).

Tabela 8 – Limite de distorção harmônica de corrente

HARMÔNICAS ÍMPARES LIMITE DE DISTORÇÃO

3° a 9° < 4,0 %

11° a 15° < 2,0 %

17° a 21° < 1,5 %

23° a 33° < 0,6 %

HARMÔNICAS PARES LIMITE DE DISTORÇÃO

2° a 8° < 1,0 %

10° a 32° < 0,5 %

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8.5.6 Fator de Potência (FP)

Quando a potência ativa injetada na rede for superior a 20% da potência nominal do inversor,

o sistema fotovoltaico conectado à rede (SFVCR) deve ser capaz de operar dentro das faixas

de fator de potência, mostradas nos itens a seguir. Após uma mudança na potência ativa, o

SFVCR deve ser capaz de ajustar a potência reativa de saída automaticamente, para

corresponder ao FP predefinido, qualquer ponto operacional resultante destas definições

deve ser atingido em, no máximo 10 s. O inversor deve vir parametrizado de fábrica com o FP

igual a 1 (NBR 16149:2013 item 4.7).

8.5.6.1 SFVCR com potência nominal menor ou igual a 3 kW

Inversor com ajuste de fábrica para o FP igual a 1 e tolerância para operar na faixa de 0,98

indutivo até 0,98 capacitivo (NBR 16149:2013 item 4.7.1)).

8.5.6.2 SFVCR com potência nominal maior que 3 kW e menor ou igual a 6 kW.

Inversor com ajuste de fábrica para o FP igual a 1 e tolerância para operar na faixa de 0,98

indutivo até 0,98 capacitivo, tendo como opção a possibilidade de operar de acordo com a

curva de FP conforme mostra a Figura 12 (NBR 16149:2013 item 4.7.2).

Figura 12 – Curva do FP em função da potência ativa de saída do inversor (ABNT NBR 16149:2013).

A CONCESSIONÁRIA pode fornecer uma curva diferente, que vai depender da topologia da

rede, carregamento da rede e potência a ser injetada, que deve ser implementada no nos

inversores através de ajuste dos pontos A, B e C da Figura 12 (NBR 16149:2013 item

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4.7.2).

A curva da Figura 9 só deve ser habilitada se a VN (tensão nominal) da rede ultrapassar a

VATV (tensão de ativação), com valor ajustável entre 100% e 110% da VN da rede, o valor

padrão de ajuste de fábrica é normalmente 104%. Essa curva só deve ser desabilitada se a

VN da rede cair para um valor abaixo da VATV, tipicamente ajustável entre 90% e 100% da

VN da rede, com valor padrão de ajuste de fábrica em 100% (NBR 16149:2013 item 4.7.2).

8.5.6.3 SFVCR com potência nominal maior que 6 kW

Para sistemas fotovoltaicos acima de 6 kW existem duas possibilidades de operação (NBR

16149:2013 item 4.7.3):

I) Inversor com ajuste de fábrica para o FP igual a 1 e tolerância para operar na faixa de

0,98 indutivo até 0,90 capacitivo. Opcionalmente, o inversor deve ter a possibilidade de

operação conforme a curva da Figura 13 e com FP ajustável na faixa de 0,90 indutivo até

0,90 capacitivo (ABNT NBR 16149:2013 item 4.7.3); ou

II) Inversor com controle da potência reativa (VAr ou kVAr), conforme mostra a Figura 13.

Figura 13 – Limites operacionais de injeção/demanda de potência para sistemas com potência

nominal superior a 6 kW (ABNT NBR 16149:2013).

O controle (tipo e ajustes) do FP e injeção/demanda de potência reativa devem ser

determinados pelas condições operacionais da rede acessada e definidos individualmente

pela CONCESSIONÁRIA, sendo fornecidos no Parecer de Acesso, sendo uma das

seguintes possibilidades: Controle de Potência Reativa Fixa e Controle Externo (NBR

16149:2013 item 4.7.3).

8.6 Requisitos do Sistema de Medição

8.6.1 O sistema de medição deve ser de bidirecional de quatro quadrantes, instalado na caixa de

medição do padrão de entrada conforme padrões estabelecidos nas normas de fornecimento

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em tensão primária, a Figura 14, mostra o arranjo simplificado do medidor bidirecional.

Figura 14 – Arranjo simplificado do medidor bidirecional

(*) Quando não for utilizado inversor.

8.6.2 Os detalhes relativos ao padrão de entrada (ponto de entrega, ramal de entrada e caixa de

medição), ver a normas de fornecimento em tensão primária da CONCESSIONÁRIA, que

tratam do fornecimento de energia elétrica em média e alta tensão.

8.6.3 O cliente deve fornecer na documentação de projeto (arranjos físicos, detalhes de montagem

ou memorial técnico descritivo) o detalhe de instalação da medição, incluindo dimensões da

caixa, tipo (conforme forma de instalação), mostrando a forma como a medição será instalada

na unidade, devendo refletir a real forma de montagem na fase de implantação.

8.6.4 No caso específico de sistema de medição de unidade consumidora polimérica

(encapsulada), localizado em poste da CONCESSIONÁRIA, o cliente deve obrigatoriamente,

em seu projeto evidenciar a instalação do padrão de entrada em conformidade com a

localização dos padrões de medição, tratados especificamente nas normas de fornecimento

de energia elétrica em média e alta tensão.

8.6.5 O sistema de medição atende às mesmas especificações exigidas para unidades

consumidoras conectadas no mesmo nível de tensão da minigeração distribuída, acrescido

da funcionalidade de medição bidirecional de energia elétrica ativa (ANEEL PRODIST Módulo

3 Seção 3.7 item 7.1).

8.6.6 Para conexão de minigeração distribuída em unidade consumidora existente sem

necessidade de aumento da potência disponibilizada, a distribuidora não exige a adequação

do padrão de entrada da unidade consumidora em função da substituição do sistema de

medição existente, exceto se (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 7.1.1):

I) For constatado descumprimento das normas e padrões técnicos vigentes à época da sua

primeira ligação; ou

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II) Houver inviabilidade técnica devidamente comprovada para instalação do novo sistema

de medição no padrão de entrada existente, isso inclui caixas de medição com

dimensões que não comportam o sistema de medição com bidirecionalidade de quatro

quadrantes, dentre outras.

8.6.7 A CONCESSIONÁRIA é responsável por adquirir e instalar o sistema de medição, sem custos

para acessante no caso de minigeração distribuída, assim como pela sua operação e

manutenção, incluindo os custos de eventual substituição, independente de ser cliente novo

ou existente, exceto a caixa de medição e seus acessórios que é responsabilidade do cliente

(ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 7.2).

8.6.8 A CONCESSIONÁRIA deve adequar o sistema de medição e iniciar o sistema de

compensação de energia elétrica dentro do prazo para aprovação do ponto de conexão

(ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 7.2).

8.7 Requisitos de Operação e Segurança da Conexão

8.7.1 Generalidades

8.7.1.1 Este item fornece informações e considerações para a operação segura e correta dos

sistemas de geração distribuída conectados à rede elétrica.

8.7.1.2 Aplicam-se os procedimentos descritos na seção 3.5 Módulo 3 do PRODIST, observado o

item 8 da seção 3.7.

8.7.1.3 O acessante deve instalar no ponto de conexão, junto ao padrão de entrada, sinalização

indicativa da existência na unidade consumidora de geração própria através de placa de

advertência (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item 6.1.1).

8.7.1.4 Para a elaboração do Acordo Operativo, deve-se fazer referência ao Contrato de Adesão

(ou número da unidade consumidora), Contrato de Fornecimento ou Contrato de Compra de

Energia Regulada para a unidade consumidora associada à central geradora classificada

como minigeração distribuída e participante do sistema de compensação de energia elétrica

da distribuidora local, nos termos da regulamentação específica (ANEEL PRODIST Módulo

3 Seção 3.7 item 6.2).

8.7.2 Reconexão

Depois de uma “desconexão” devido a uma condição anormal da rede, o sistema de geração

distribuída não pode retomar o fornecimento de energia à rede elétrica (reconexão) por um

período mínimo de 20 a 300 segundos após a retomada das condições normais de tensão e

frequência da rede, ou conforme os tempos definidos pela CONCESSIONÁRIA (ABNT NBR

16149:2013 item 5.4).

8.7.3 Aterramento

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O sistema de geração distribuída deverá estar conectado ao sistema de aterramento da

unidade consumidora.

8.7.4 Seccionamento

Um método de isolação e seccionamento do equipamento de interface com a rede deve ser

disponibilizado conforme item 8.2.3 desta norma, para os casos em que for necessário (ABNT

NBR 16149:2013 item 5.7).

8.7.5 Religamento automático da rede

O sistema de geração distribuída deve ser capaz de suportar religamento automático fora de

fase na pior condição possível (em oposição de fase) (ABNT NBR 16149:2013 item 5.8).

Nota 7: O tempo de religamento automático varia de acordo com o sistema de proteção adotado e

o tipo de rede de distribuição (urbano ou rural). Podendo variar de 500 ms até 60 segundos.

8.7.6 Sinalização de segurança

Junto ao padrão de entrada de energia, próximo a caixa de medição/proteção, deve ser

instalada uma placa de advertência com os seguintes dizeres: “CUIDADO - RISCO DE

CHOQUE ELÉTRICO - GERAÇÃO PRÓPRIA” (ANEEL PRODIST Módulo 3 Seção 3.7 item

6.1.1).

A placa de advertência deverá ser confeccionada em PVC com espessura mínima de 1 mm e

conforme modelo apresentado na Figura 15.

Figura 15 – Modelo de placa de advertência

Características da Placa:

CUIDADO RISCO DE CHOQUE

ELÉTRICO

GERAÇÃO PRÓPRIA

25 cm

18 cm

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Espessura: 2 mm;

Material: PVC ou Policarbonato com aditivos anti-raios UV (ultravioleta);

Gravação: As letras devem ser em Arial Black;

Acabamento: Deve possuir cor amarela, obtida por processo de masterização com

2%, assegurando opacidade que permita adequada visualização das marcações

pintadas na superfície da placa;

Dimensões: Conforme Figura 15

Nota 8: O No caso de conexão de unidade consumidora (UC) em edifício com múltiplas unidades

(edifício de uso coletivo ou com medição agrupada), além da tampa da caixa do medidor de tal UC

esta placa de advertência deverá ser instalada no ponto de entrega do edifício (poste) e na caixa

de distribuição (se houver).

9 PADRÕES CONSTRUTIVOS

9.1 Conexão de Geradores por Meio de Inversores

9.1.1 Minigeração com transformador de 75 kVA até 300 kVA e medição na baixa tensão, que

utiliza inversor como interface de conexão, tais como geradores eólicos, solares ou

microturbinas, utilizar como modelo o esquema simplificado a seguir, conforme Figura 16.

Figura 16 – Forma de conexão do acessante até 300 kVA (através de inversor) à rede de Média Tensão da

CONCESSIONÁRIA

NORMA TÉCNICA


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9.1.2 Minigeração com transformador superior a 300 kVA e medição na média tensão, que utiliza

inversor como interface de conexão, tais como geradores eólicos, solares ou microturbinas,

utilizar como modelo o esquema simplificado a seguir, conforme Figura 17.

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Figura 17 – Forma de conexão do acessante superior a 300 kVA (através de inversor) à rede de Média

Tensão da CONCESSIONÁRIA

9.2 Conexão de Geradores que não utilizam Inversores

9.2.1 Minigeração com transformador de 75 kVA até 300 kVA e medição na baixa tensão, que não

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utiliza inversor como interface de conexão, utilizar como modelo o esquema simplificado a

seguir, conforme Figura 18.

Figura 18 – Forma de conexão do acessante até 300 kVA (sem a utilização de inversor) à rede de Média

Tensão da CONCESSIONÁRIA

9.2.2 Minigeração com transformador superior a 300 kVA e medição na média tensão, que não

utiliza inversor como interface de conexão, utilizar como modelo o esquema simplificado a

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seguir, conforme Figura 19.

Figura 19 – Forma de conexão do acessante superior 300 kVA (sem a utilização de inversor) à rede de

Média Tensão da CONCESSIONÁRIA

I) É necessária a utilização de fonte auxiliar para alimentação do sistema de proteção.

Deve ser utilizado um sistema “no-break” com potência mínima de 1000VA de forma

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que não haja interrupção na alimentação do sistema de proteção. Opcionalmente pode

ser instalado conjunto de baterias, para suprir uma eventual ausência do “no-break”.

Adicionalmente, deve ser previsto o trip capacitivo.

10 ANEXOS

ANEXO I – Formulário de Solicitação de Acesso para Minigeração Distribuída, Modelo de Lista de

Rateio e Modelo de Cronograma de Implantação

10.1 Anexo I – Formulário de Solicitação de Acesso para Minigeração Distribuída até 10

kW

Nota 9: Formulário disponível em arquivo anexo junto a Norma.

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Nota 10: Modelo fornecido no arquivo do Formulário de Solicitação de Acesso.

Nota 11: Modelo fornecido no arquivo do Formulário de Solicitação de Acesso.

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MesesEtapa

Data

Estágio atual do projeto:

MODELO DE CRONOGRAMA DE IMPLANTAÇÃO/EXPANSÃO E ESTÁGIO ATUAL DO PROJETO

Descrição da Etapa

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11 CONTROLE DE REVISÕES

REV DATA ITEM DESCRIÇÃO DA MODIFICAÇÃO RESPONSÁVEL

00 13/11/2017 -

Emissão inicial para novo padrão de codificação de documentos do Grupo Equatorial Energia. Porém dá continuidade à revisão 03 do antigo padrão de codificação.

Gilberto Teixeira Carrera

12 APROVAÇÃO

ELABORADOR (ES) / REVISOR (ES)

Gabriel José Alves dos Santos – Gerência Corporativa de Normas e Padrões

Gilberto Teixeira Carrera – Gerência Corporativa de Normas e Padrões

COLABORADOR (ES)

Prof. Dr. Wilson Macedo Negrão – INCT-EREEA/GEDAE/ITEC/UFPA.

MSc. Alex Vilarindo Menezes – GEDAE/UFPA.

APROVADOR (ES)

Jorge Alberto Oliveira Tavares – Gerência Corporativa de Normas e Padrões

Elaborado em: Página - Equatorial Energia – MA · 2019. 10. 3. · pela distribuidora de energia...

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