ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE ENERGIA E AUTOMAÇÃO ELÉTRICAS

ESCOLA POLITÉCNICA DA USP

PEA - LABORATÓRIO DE INSTALAÇÕES ELÉTRICAS

FORNECIMENTO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Código: FOR

ÍNDICE

1. TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA....................................... 03 1.1 GENERALIDADES........................................................................................................... 03 1.2 PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA........................................................................... 04 1.3 TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉTRICA ...................................................................... 06 1.4 INTERLIGAÇÃO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS............................................................. 10 1.5 ALGUNS ASPECTOS SOBRE A OPERAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS ................ 11 1.6 DISTRIBUIÇÃO ............................................................................................................... 12 2. FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA ............................................................... 14 2.1 GENERALIDADES......................................................................................................... 14 2.1.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 16 2.2 FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA EM TENSÃO PRIMÁRIA ...................... 23 2.2.1 TENSÕES DE FORNECIMENTO................................................................................. 23 2.2.2 TIPOS DE ATENDIMENTO ......................................................................................... 24 2.2.3 LIGAÇÕES DE CARGAS ESPECIAIS ......................................................................... 24 2.2.4 MEDIÇÃO DO CONSUMIDOR SECUNDÁRIO ........................................................... 25 2.2.5 CARGA INSTALADA .................................................................................................... 25 2.2.6 EXEMPLO DE APLICAÇÃO DO CÁLCULO DA DEMANDA ...................................... 26 2.3 SISTEMAS DE ATERRAMENTO ................................................................................... 32 2.4 APLICAÇÃO DOS DISPOSITIVOS DR ........................................................................... 36 3. CRITÉRIOS DE QUEDA DE TENSÃO NA REDE SECUNDÁRIA ATÉ O PONTO DE ENTREGA 38 4. FATOR DE POTÊNCIA ..................................................................................................... 40 5. DADOS DE CONFIABILIDADE ......................................................................................... 41 6. TARIFAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA............................................................................. 43 6.1 GENERALIDADES........................................................................................................... 43 6.2 PRINCÍPIOS DA TARIFAÇÃO BASEADA NO CUSTO MARGINAL .............................. 43 6.3 CARACTERIZAÇÃO DA CARGA ................................................................................... 44 6.4 CUSTOS MARGINAIS NOS SISTEMAS ........................................................................ 44 6.5 PASSAGEM DOS CUSTOS MARGINAIS ÀS TARIFAS ................................................ 44 6.6 APLICAÇÃO DAS TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA.................................................. 45 6.7 TARIFAS ESPECIAIS ...................................................................................................... 49 6.8 VALORES TARIFÁRIOS – ATUAIS................................................................................. 49

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FORNECIMENTO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 1. TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 1.1 GENERALIDADES Entre a produção da energia elétrica até o seu consumo final existe um longo caminho que é composto por três fases principais: - produção - transmissão - distribuição O escopo principal desta apostila é o Fornecimento e a Distribuição de Energia Elétrica. Serão abordadas as diversas portarias governamentais que regulamentam o fornecimento de energia, os índices de desempenho de confiabilidade (duração e freqüência); os níveis de tensão da distribuição primária e secundária; o fator de potência e a tarifarão praticada pelas Concessionárias. Estes tópicos constam dos capítulos seguintes. Neste capítulo inicial, entretanto, são apresentados alguns comentários referentes à produção, transmissão e distribuição de energia elétrica.

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1.2 PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Atualmente, mais de 90% da energia gerada em usinas brasileiras é proveniente de usinas hidroelétricas. Observa-se que o Brasil apresenta um potencial hidráulico muito grande, sendo que uma parte já se encontra em funcionamento e outra parte poderá ser explorada principalmente na Amazônia, exigindo neste caso para sua transmissão aos centros de carga, longos circuitos, que poderão ser em corrente contínua ou alternada, e em níveis de tensões possivelmente superiores aos de Itaipu (765 KV em corrente alternada e ± 600 KV em corrente contínua). Além das usinas hidroelétricas, o país conta com usinas termoeléctricas (carvão ou óleo); usinas nucleares, cujo combustível é o urânio enriquecido; grupos geradores deixes que são muito comuns em algumas regiões brasileiras tais como Amapá, Rondônia, Mato Grosso, entre outros locais. Existem ainda outros tipos de aproveitamento, como autopromoção ou começarão de energia que utilizam combustíveis não fósseis, como bagaço de cana, madeira, ou ainda turbinas movidas a gás; centrais solares e eólicas, etc. Nas usinas geradoras das grandes concessionárias o nível de tensão na saída dos geradores é normalmente do nível de 13,8 KV, podendo-se contar ainda com outras tensões como 6,6 KV; 15 KV, 18 KV, entre outras. No caso das hidroelétricas os geradores são do tipo síncrono operando na freqüência nominal de 60 Hz, que é a freqüência dos sistemas elétricos brasileiros. Uma das exceções são algumas máquinas de Itaipú-Binacional que funcionam em 50 Hz, por força de contrato com o Paraguai, mas que são interligadas pelo sistema de corrente contínua com a região Sudeste do Brasil. A tensão de saída dos geradores é ampliada a níveis mais altos por meio dos transformadores elevadores das usinas. Isto é feito para viabilizar as transmissões a longa distâncias, diminuindo-se, desta forma, a corrente elétrica e portanto os níveis de perdas joules e de queda de tensão ao longo das linhas de transmissão.

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Na definição das fontes geradoras a serem implementadas num determinado período para suprimento do mercado, procura-se minimizar o custo final da energia entregue aos consumidores. O custo da energia entregue compreende os custos da usina, de operação, de manutenção e, no caso de fontes afastadas dos centros consumidores, os custos do sistema de transmissão e das perdas de potência no mesmo. Verificada a viabilidade técnica das transmissões envolvidas, com base na comparação econômica das alternativas de suprimento disponíveis, é definido o plano de obras de geração e transmissão que atende o mercado previsto a um mínimo custo. Deste modo é dada prioridade à instalação das usinas que proporcionam menor custo para a energia entregue aos consumidores, sendo postergadas as alternativas de maior custo. De modo geral, no desenvolvimento de um programa de geração otimizado, os seguintes pontos são levados em consideração na análise: - definição dos tipos de fontes disponíveis e sua localização. - inventários de bacias hídricas e definição da capacidade de geração das fontes disponíveis. - dados de produção de combustíveis das diversas tecnologias (óleo, carvão, gás nuclear). - custos das fontes de geração inclusive custos operacionais e de combustível. - restrições. • prazos e ritmo de construção das obras. • capacidade da produção industrial de equipamentos. • de ordem ambiental e de segurança. - custos das transmissões (investimentos e perdas). - custos de operação e manutenção. - custos globais. Dois tipos principais de fontes de energia elétrica podem ser distinguidos: as usinas hidráulicas e as usinas térmicas a gás, óleo, carvão ou nucleares. As usinas térmicas apresentam em geral como características básicas um menor custo inicial, maior custo de operação e manutenção, possibilidade de serem alocadas junto ao mercado consumidor e possibilidade de operação a plena carga garantida (supondo-se não haver qualquer tipo de restrição à obtenção do combustível) e excluindo os períodos de manutenção (programada ou forçada).

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Em vista dos custos praticamente proibitivos do óleo combustível em países importadores de petróleo, as alternativas de geração térmica no local das cargas têm como principais opções as usinas nucleares, as térmicas a carvão e mais recentemente no Brasil as térmicas a gás. No caso de geração nuclear, as usinas normalmente são situadas o mais próximo possível dos locais de consumo com o objetivo de minimizar os custos da transmissão. Ultimamente, entretanto, tais localizações estão sendo amplamente contestadas ou vivamente debatidas quanto aos aspectos de segurança e conservação ambiental. As usinas térmicas a carvão (ou a gás) podem ser de dois tipos: a) Situadas remotamente junto à mina de carvão (ou local das reservas de gás), com transmissão da energia gerada até os centros consumidores. b) Situadas nas proximidades da carga, local até onde seria transportado o combustível (carvão ou gás). Dependendo do montante da potência envolvida, a alternativa (b) tende a ser menos atraente, devido principalmente no caso do carvão em função de problemas de poluição ambiental e da remoção do resíduo de queima do carvão. As usinas hidrelétricas por sua vez apresentam alto custo inicial, baixo custo de operação e manutenção, produção de energia condicionada à hidrologia, e para um sistema já razoavelmente aproveitado, a tendência a se localizarem cada vez a maiores distâncias dos centros consumidores, aos quais são ligadas pelos sistemas de transmissão. No Brasil, por serem abundantes os recursos hidráulicos disponíveis, o abastecimento do mercado de energia elétrica tem sido efetuado preponderantemente através de usinas hidrelétricas. Prevê-se, por esta razão, que até meados da próxima década já deverá estar aproveitada a maior parte dos recursos hidrelétricos de maior expressão e menor custo unitário (US$/kW ou US$/kWh) localizados nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Sul do país.

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O suprimento do mercado poderá ser suplementado então por intermédio de usinas térmicas e dos grandes aproveitamentos hidrelétricos localizados na Amazônia, nos rios Tocantins, Araguaia, Xingu, Tapajós e nos rios formadores do Madeira, que totalizam cerca de 50000 MW, segundo inventários e estimativas já efetuados. Devido aos longos prazos de maturação de projetos de geração e transmissão dessa envergadura, o Brasil vem desenvolvendo, desde algum tempo, estudos para verificação da viabilidade técnica e dos custos associados à transmissão da energia da Amazônia para as regiões Nordeste e Sudeste, Centro-Oeste do país, na qual estão envolvidas distâncias superiores a 2000 km. Além das fontes de geração citadas, outros recursos energéticos não convencionais tem sido pesquisados e desenvolvidos para utilização na produção de energia elétrica. Dentre esses podem-se destacar o aproveitamento da energia solar, da energia eólica, das marés e da biomassa. Sua aplicação comercial em termos competitivos e em larga escala não é esperada, porém, a curto (ou médio) prazo, sendo provável sua utilização apenas em casos específicos (sistemas isolados por exemplo). 1.3 TRANSPORTE DE ENERGIA ELÉTRICA Junto às usinas subestações elevadores transformam a energia para um nível de tensão adequado o qual é função da potência a transportar e das distâncias envolvidas. O transporte de energia é realizado por diferentes segmentos que são definidos com base na função que exercem: Transmissão: redes que interligam a geração aos centros de carga. Interconexão: interligação entre sistemas independentes. Subtransmissão: rede para casos onde a distribuição não se conecta a

transmissão, havendo estágio intermediário de repartição da energia entre várias regiões.

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Distribuição: rede que interliga a transmissão (ou subtransmissão) aos pontos de consumo sendo subdividida em distribuição primária (nível de média tensão - MT) ou distribuição secundária (nível de uso residencial).

As tensões usuais de transmissão adotadas no Brasil, em corrente alternada, podem variar de 138 kV até 765 kV incluindo neste intervalo as tensões de 230 kV, 345 kV, 440 kV e 500 kV. Os sistemas ditos de subtransmissão contam com níveis mais baixos de tensão, tais como 34,5 kV, 69 kV ou 88 kV e 138 kV e alimentam subestações de distribuição, cujos alimentadores de saída operam normalmente em níveis de 13,8 kV. Em corrente contínua existe em operação o sistema de Itapu, operando no nível de ± 600 kVDC. Para se escolher transmissão entre sistemas de corrente alternada ou corrente contínua são feitos estudos técnicos e econômicos. Sistemas de corrente contínua começam a se mostrar viáveis para distâncias normalmente acima de 600 km. Ao conjunto das instalações e equipamentos que se prestam para a geração (conversão de uma dada forma de energia em energia elétrica) e transmissão de grandes blocos de energia dá-se o nome de sistema elétrico de potência. Enquanto a geração e o consumo de energia elétrica são feitos em corrente alternada (devido à maior simplicidade construtiva e operativa dos geradores e motores deste tipo), a transmissão pode ser efetuada em corrente alternada ou contínua (CA ou CC). A transmissão em corrente contínua de grandes blocos de potência é mais recente, tendo tomado impulso a partir da década de 50 com o desenvolvimento das estações conversoras CA/CC inicialmente a válvulas de mercúrio e posteriormente a tiritares. No caso de transmissão em CA, o sistema elétrico de potência é constituído basicamente pelos geradores, estações de elevação de tensão, linhas de transmissão (LT’s), estações seccionadoras e estações transformadoras abaixadoras.

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Na transmissão em CC a estrutura é essencialmente a mesma, diferindo apenas pela presença das estações conversoras CA/CC junto à subestação elevadora (para retificação da corrente) e junto à subestação abaixadora (para inversão da corrente) e pela ausência de subestações intermediárias abaixadoras ou de seccionamento, o que a caracteriza como transmissão ponto a ponto, embora mais recentemente existam casos de sistemas CC multiterminais. Embora as linhas de transmissão em CC apresentem custo inferior ao de linhas CA, as estações conversoras ainda apresentam custo relativamente alto e a transmissão em CC somente se mostra vantajosa em aplicações específicas (como, por exemplo, na interligação de sistemas com freqüências diferentes) ou para transmissão de energia a grandes distâncias. Nos sistemas elétricos de potência os grandes blocos de energia são transmitidos normalmente em alta e extra alta tensão e a partir daí se subdividem em blocos menores, os quais são injetados nas redes de sub-transmissão, já em tensões médias. Finalmente, os pequenos consumidores individuais são alimentados por redes de distribuição em baixas tensões. As tensões das redes de distribuição primária (em torno de 11-14 kV) não diferem muito das tensões de geração, ou seja, mesmo modernamente as grandes unidades geradoras têm tensões terminais da ordem de 20 a 25 kV ou abaixo, tensões estas limitadas por problemas construtivos das máquinas. Entre a geração e a distribuição estão os sistemas de transmissão em CA em UAT (ultra-alta tensão: acima de 750 kV), EAT (extra alta tensão: 345, 440 ou 500 kV) ou AT (alta tensão: 138 ou 230 kV) e de subtransmissão em 138 kV, 88, 69 ou 34,5 kV CA. No caso de transmissão em CC as tensões no sistemas existentes variam de ± 100 a ± 600 kV CC (Itaipu) ou ± 750 kV (Rússia). A necessidade de sistemas de transmissão em tensão superior à de geração se deve a impossibilidade de transmitir diretamente, mesmo em distâncias modestas, a potência elétrica gerada nas usinas, pois as correntes seriam elevadas e as quedas de tensão e as perdas de potência na transmissão inviabilizariam técnica e economicamente as transmissões. Esse problema é tanto mais grave quanto maior for a distância de transmissão e quanto maior for a potência a ser transmitida. Com a elevação da tensão, a potência gerada nas usinas pode ser transmitida com correntes inferiores às de geração, o que viabiliza as transmissões.

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Assim, o aproveitamento sucessivo de fontes de grande porte, situadas à distância sempre crescentes dos grandes centros de carga, foi acompanhado da elevação dos níveis de tensão (através dos transformadores elevadores das usinas) para AT, EAT e futuramente UAT de modo a possibilitar a transmissão com menor custo possível. Isto porque dadas uma potência e uma distância de transmissão existe uma tensão (ótima) que leva ao menor custo. Por razões de padronização de equipamentos e dos diversos componentes dos sistemas de transmissão, os níveis de tensão CA foram normalizados nos valores apresentados anteriormente. Na transmissão em CC essa normalização não foi estabelecida. Um fator importante na minimização dos custos de transmissão e de distribuição está ligado à escolha da seção dos cabos condutores das linhas, ou seja, de sua resistência ôhmica. Como o custo das linhas (e do sistema de transmissão) aumenta de forma linear com a seção condutora e as perdas ôhmicas (e portanto o seu custo) variam com o inverso da seção dos condutores, existe um ponto de mínimo custo, que corresponde a seção condutora ótima. Como exemplo de grandes aproveitamentos hidrelétricos afastados dos principais centros consumidores podem ser citados os complexos geradores de Ilha Solteira (3200 MW), Paulo Afonso IV (2460 MW), Tucuruí (3960 MW) e Itaipu (12600 MW). O sistema de transmissão de Ilha Solteira é na tensão 440 kV CA e os de Paulo Afonso IV e Tucuruí em 500 kV CA. Itaipu tem metade de sua geração em 60 Hz, que é transmitida em 750 kV CA, e metade em 50 Hz, que é transmitida em ± 600 kV CC. As linhas que compõem esses sistemas podem transportar potências na faixa 700-2000 MW. Os consumidores, por sua vez, requerem potências mais baixas que estas, mesmo no caso de grandes indústrias, sendo então alimentadas em tensões inferiores às de transmissão. Nas estações abaixadoras as tensões de transmissão são transformadas para níveis compatíveis com as cargas que vão alimentar. Em particular, as pequenas potências de distribuição (linhas áreas ou subterrâneas nas ruas ou avenidas) se adequam às baixas tensões, também necessárias por questões de segurança. Em resumo, sob o ponto de vista funcional e também operacional, a estrutura de um sistema elétrico pode ser dividida em várias subestruturas baseadas sobretudo nos seus diversos níveis de tensão: geração-transmissão-sub-transmissão-distribuição (primária e secundária).

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1.4 INTERLIGAÇÃO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS A estrutura dos sistemas elétricos referida no item anterior é geral; ela é aplicável a um simples sistema radial e isolado, isto é; uma usina conectada a uma ou mais cargas por meio de uma ou mais linhas de transmissão, como também é aplicável aos chamados sistemas interligados. A medida em que aumenta a demanda de energia, mais fontes necessitam ser exploradas e mais LT’s necessitam ser construídas para conectar essas novas estações geradoras aos novos pontos de distribuição e também às estações já existentes, surgindo assim a interligação de sistemas. Se por um lado essas interligações implicam numa maior complexidade de operação do sistema como um todo, por outro, são economicamente vantajosas, além de aumentarem a confiabilidade do suprimento às cargas. Se um centro consumidor é alimentado radialmente, falhas na transmissão ou na geração podem prejudicar ou mesmo comprometer totalmente a sua alimentação, ao passo que se tal centro consumidor fizer parte de um sistema interligado, existirão “caminhos” alternativos para o seu suprimento. As interligações de sistemas elétricos também podem propiciar um melhor aproveitamento das disponibilidades energéticas de regiões com características distintas. Um exemplo é a interligação dos sistemas Sudeste/C. Oeste e Sul do Brasil: são sistemas predominantemente hidrelétricos, caracterizados por sensíveis diferenças de hidraulicidade de seus rios, isto é, não são coincidentes numa e noutra região as grandes vazões fluviais. Dessa forma, através da interligação SE/CO-S pode-se fazer uma adequada troca de energia, sendo o superávit de uma exportado para a outra e vice-versa. Nesta região há uma enorme vantagem energética devida à interligação, estimada em cerca de 28% de aumento da energia garantida, em relação à operação isolada das usinas. Relativamente aos sistemas isolados, outras vantagens das interligações não são tão evidentes, mas são bastante importantes sob o aspecto econômico: necessita-se de menos unidades geradoras de reserva para o atendimento dos picos de carga e menos máquinas nas usinas trabalhando em vazio (reserva girante) para atender os requisitos dinâmicos do sistema, como por exemplo, perdas de linhas de transmissão, aumentos súbitos de carga, etc...

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1.5 ALGUNS ASPECTOS SOBRE A OPERAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS Desde os grandes motores industriais até os equipamentos eletrodomésticos, todos são projetados e construídos para trabalhar dentro de certas faixas de tensão e freqüência, fora das quais podem apresentar funcionamento não satisfatório ou até mesmo se danificarem. Essas exigências básicas impõem, portanto, à operação dos sistemas elétricos um adequado controle da tensão e da freqüência na rede, a qual está sujeita às mais variadas solicitações. Essas solicitações, mesmo em condições normais de funcionamento, nas quais todos os elementos do sistema trabalham perfeitamente, mudam ano a ano, mês a mês e, o que é mais importante, variam muito durante um único dia (por exemplo, nos horários de pico - 18/20 horas - é muito grande a demanda de energia no sistema, enquanto durante a madrugada ela cai aos seus valores mínimos). Além dessas variações razoavelmente bem previstas, existem outras mais ou menos aleatórias, como, por exemplo, a conexão ou desconexão de cargas. A essas variações e oscilações de demanda correspondem alterações em geral pequenas na freqüência e na tensão da rede. Variações ou oscilações sensivelmente maiores de tensão e freqüência ocorrem quando defeitos na rede provocam o desligamento de linhas, geradores, grandes blocos de carga ou de interligações entre sistemas, variações estas que os equipamentos de controle procuram minimizar. O controle normalmente é feito de forma automática, embora existam situações em que há intervenção manual. A freqüência é controlada automaticamente nos próprios geradores através dos reguladores de velocidade, equipamentos que injetam mais ou menos água (ou vapor ou gás) nas turbinas que acionam os geradores, dependendo do aumento ou diminuição da demanda. O controle da tensão pode ser feito remotamente nas usinas, através dos reguladores automáticos de tensão, mas também pode ser efetuado a nível de transmissão, subtransmissão e/ou distribuição. De um modo geral, o controle remoto não é suficiente e o controle junto à carga é mais efetivo. O

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controle é feito automaticamente por meio de compensadores síncronos ou compensadores de reativos estáticos controláveis e, manualmente, por meio de conexão ou desconexão de bancos de capacitores e/ou reatores em derivação. Além desses aspectos ligados ao controle de tensão e da carga/freqüência, na operação das redes interligadas existe o problema de como distribuir-se as cargas entre as diversas usinas do sistema, nas diversas situações de demanda (máxima, média ou mínima). À alocação dessa geração dá-se o nome de despacho de geração, de cujo estabelecimento depende muito a operação racional e eficaz do sistema como um todo. Em particular, a operação econômica dos sistemas nos quais é grande o número de usinas térmicas (como nos EUA e em alguns países da Europa), cujo combustível tem custo elevado, é extremamente dependente da alocação dos despachos de geração. É interessante ressaltar também que existem sistemas automáticos de supervisão e controle ou de despacho automático. O controle é feito por algoritmos de simulação/decisão em computador com dados monitorados continuamente sobre o carregamento das linhas de transmissão, as gerações das diversas usinas e, o estado da rede de transmissão. 1.6 DISTRIBUIÇÃO As linhas de subtransmissão convergem para as estações de distribuição, onde as tensões são abaixadas para o nível usual de 13,8 kV. Destas subestações originam-se alguns alimentadores que se interligam aos transformadores de distribuição da Concessionária ou consumidores em tensão primária. Os alimentadores primários aéreos operam normalmente de maneira radial e com formação arborescente atendendo aos centros de carga, conforme ilustração a seguir. Existem ainda outros níveis de tensões primárias, atendendo localidades específicas, tais como 23 kV (p. ex.: São Roque); 3,8 kV em alguns pontos da cidade de São Paulo; 6,6 kV em alguns pontos de Santos e São Vicente. Nas localidades onde o nível de tensão é de 3,8 kV ou 6,6 kV a tensão

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futura será de 13,8 kV. No interior do estado há o nível 11,9 kV (Campinas) e em alguns casos a tensão de 34,5 kV é usada na distribuição primária. Neste nível de tensão a energia é entregue a um grande número de consumidores tais como industrias, centros comerciais, grandes hospitais etc. Os alimentadores primários contam com um grande número de transformadores de distribuição que rebaixam o nível de tensão para uso doméstico e de pequenos consumidores comerciais e industriais. Nesta modalidade de consumo existem mais de 9 milhões de consumidores somente no estado de São Paulo (no Brasil este número supera os 30 milhões). Quanto ao nível de tensão de distribuição secundária observam-se os seguintes valores nominais: - 127/220 V; para o secundário em estrela aterrado (valores de fase e de linha). - 115/230 V; para o secundário em delta aberto ou delta fechado (delta com neutro), utilizado pela Eletropaulo (valor entre fase e neutro e entre fases). - 220 V; para secundário em estrela isolado, utilizado pela Eletropaulo no suprimento de alguns municípios tais como Santos e Cubatão, entre outros. Na zona subterrânea de distribuição da Eletropaulo os níveis padronizados são de 120/208 V. (valores de fase e de linha). No Brasil o poder concedente e que regulamenta e fiscaliza a geração, produção e distribuição de energia elétrica é federal (DNAEE) havendo atualmente estudos para transferência de algumas funções fiscalizadoras para os estados. As principais portarias do DNAEE que regulamentem a distribuição e o fornecimento de energia elétrica aos consumidores são: - Portaria 222/87 - Condições Gerais de Fornecimento. - Portaria 047/73 - Níveis de Tensão. - Portaria 046/78 - Níveis de Confiabilidade de Atendimento.

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As redes de distribuição e seus equipamentos devem ser projetadas respeitando os padrões brasileiros (NORMAS DA ABNT). Além disto, cada empresa concessionária tem normas e padrões específicos que orientam os seus consumidores. Nos itens seguintes são descritos as informações mais relevantes destas portarias, padrões da ABNT e das normas de fornecimento das concessionárias paulistas. 2. FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA 2.1. GENERALIDADES As condições gerais de fornecimento de energia elétrica são regulamentadas por portarias governamentais destacando-se a Portaria no 222 de 22/12/1987 expedida pelo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE. São apresentados nesta portaria as regulamentações para a seguintes tópicos de maior relevância: - pedido de fornecimento de energia. - limites de fornecimento em termos de demandas requeridas e níveis de tensão. - ponto de entrega de energia. - consumidor e a unidade consumidora. - classificação e cadastro dos consumidores. - contrato de fornecimento. - alteração de carga. - calendário. - leitura e faturamento. - opções de faturamento. - conta e seu pagamento. - acréscimo moratório. - suspensão do fornecimento. - responsabilidades. - religação. - taxas de serviço. - fornecimento provisório. - disposições gerais e transitórias.

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Apresenta-se a seguir algumas definições de maior relevância e presentes na portaria: - “Consumidor”: pessoa física ou jurídica que recebe o fornecimento de

energia elétrica da concessionária e fica responsável pelas obrigações regulamentares.

- “Concessionária”: pessoa jurídica detentora de concessão para explorar a

prestação de serviços públicos de energia elétrica. - “Ponto de Entrega”: Ponto até o qual a concessionária se obriga a fornecer

energia elétrica. - “Entrada de serviço da instalação consumidora”: condutores,

equipamentos e acessórios compreendidos entre os pontos de derivação da rede secundária e a medição e proteção, inclusive.

Observa-se que a entrada de serviço é composta de: - ramal de ligação, que é compreendido entre o ponto de derivação da rede

secundária até o ponto de entrega. - ramal de entrada embutido. Além disso deve existir na instalação consumidora o circuito alimentador embutido e circuito alimentador aéreo, conforme Figura 1, ou circuito alimentador subterrâneo, conforme Figura 21. O fornecimento ao consumidor pode ser feito em tensão de distribuição primária ou secundária. Cada uma das concessionária de distribuição de energia dispõe de normas específicas para estes dois tipos de fornecimento. Cita-se por exemplo o caso da Eletropaulo que fornece em tensão primária, sempre que a potência instalada do consumidor for superior a 75 kW e demanda igual ou inferior a 2500 kW. As concessionárias fazem distinção, nas suas normas de procedimento e atendimento, quanto ao fornecimento em tensão primária ou secundária. 1 Ref.NTU.01 - Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Secundária de Distribuição.

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Como as exigências e os padrões para estas duas classes de atendimento são diferentes, as mesmas serão separadas nesta apostila.

rede secundáriade distribuição

medição e proteção

poste particular

Figura 1 - Medição em poste particular

medição e proteção

Figura 2 - Medição em muro

2.1 FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA EM TENSÃO PRIMÁRIA 2.1.1 INTRODUÇÃO As portarias de fornecimento de energia determinam que se utilize a seguinte norma brasileira ABNT, para a execução de instalações elétricas em tensão primária de distribuição: NB-79 - Execução de instalações elétricas de Alta tensão (0,6 a 15 kV).

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Destaca-se do livro de instruções gerais de fornecimento em tensão primária, da Eletropaulo os seguintes tópicos de interesse: a) Limites de Fornecimento Para edificação de uso individual, localizadas em zona de distribuição aérea, se a unidade consumidora tiver carga instalada superior a 75 kW e demanda igual ou inferior a 2500 kW, o fornecimento deverá ser feito em tensão primária. Se a demanda for superior a 2500 kW e até 5000 kW a Concessionária analisará a viabilidade do fornecimento ainda em distribuição primária ou em tensão de subtransmissão (69 kV, 138 kV ou eventualmente 34,5 kV). b) Condições não Permitidas pela Eletropaulo Cita-se aqui algumas entre as diversas condições do livro de instruções gerais: - não é permitido o paralelismo de geradores particulares com a rede da Concessionária. - não é permitida alteração na potência instalada, sem análise da Concessionária. c) Entrada de Serviço O fornecimento dos materiais da entrada de serviço, bem como a execução da entrada são de obrigação do consumidor. A Concessionária é responsável pela instalação do ramal de ligação e pelos medidores. d) Suspensão do Fornecimento Haverá suspensão do fornecimento quando a Concessionária notar, por exemplo: - fraude do consumo. - interligação clandestina. - falta de segurança das instalações. - violação de lacres.

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e) Tipos de Fornecimento - permanente - provisório (canteiros de obras; exposições agrícolas; comerciais ou industriais; parques de diversões; circos; etc.) f) Pedidos de Estudo O interessado deve solicitar à Concessionária o Pedido de Estudo, contendo o regime de trabalho; a potência instalada inicial e final; cargas de luz; cargas de aparelhos e motores; equipamentos de maior potência; potência e reatâncias dos transformadores; etc. g) Equipamentos Especiais Enquadram-se nesta categoria: fornos a arco; fornos elétricos de indução; motores com potência igual ou superior a 50 CV; retificadores e equipamentos de eletrólise e máquinas de solda. h) Vistoria na Instalação Consumidora Antes de efetuar a ligação, a Concessionária fará vistoria nas instalações para verificar a conformidade com o projeto elétrico já aprovado. O consumidor deverá solicitar esta inspeção. 2.2.2 Principais Materiais e Equipamentos Padronizados Todos os materiais padronizados devem atender as normas ABNT e suportar os níveis de isolamento a impulso (NBI) conforme tabela abaixo: Tabela 1 - Níveis de isolamento a impulso na distribuição primária.

Tensão Nominal Primária (kV) NBI (kV) até 13.8 95 23 150

a) Isoladores

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Os isoladores aplicados nas fases devem atender a tabela 2 extraída da ABNT. Tabela 2 - Especificações dos isoladores das redes primárias de distribuição

Tensão Nominal Até 13,8 kV 23 kV Condições da Área de Instalação Normal Poluída

ou Litoral

Normal Poluída ou Litoral

Tensão de descarga a 60 Hz

sob chuva 45 kV 50 kV 55 kV 60 kV

a seco 70 kV 95 kV 85 kV 95 kV Distância de escoamento 229 mm 340 mm 318 mm 340 mm Arco externo sob impulso (1,2 x 50 us)

polaridade + 115 kV 125 kV 140 kV 150 kV

polaridade - 140 kV 130 kV 170 kV 190 kV Os isoladores utilizados são do tipo pino, suspensão ou roldana. b) Pára-Raios Os pára-raios da classe de distribuição são do tipo válvula ou de óxido de zinco com características mínimas para cada tensão nominal (3,8 kV a 23 kV) da ABNT. c) Disjuntores O disjuntor geral, tripolar trifásico deve ter os seguintes capacidades mínimas de interrupção. - 250 MVA até 13.8 kV - 500 MVA para 23 kV d) Caixas de Medição e Posto de Entrada As caixas de medidores são dotadas de viseiras e se destinam a alojar o painel de medição (medidores e acessórios). A Eletropaulo exige, em novas instalações primárias, caixa do tipo “A-I” que pode ser usada tanto no sistema de tarifação convencional bem como no sistema horo-sazonal. Os diferentes tipos de tarifação serão vistos no capítulo 5. 19

Existem ainda outras caixas padronizadas tipos “L” e “T”, que se destinam a receber os condutores de baixa tensão e alojar transformadores de correntes em postos primários simplificados, além de alojar a chave geral de baixa tensão. Os postos primários, de propriedade do consumidor e que tem que ser aprovados pela Concessionária podem ser de 2 tipos: convencionais e simplificados. Os postos convencionais tem a obrigatoriedade de possuir medição no lado de alta tensão (13,8 kV) e proteção geral através de disjuntor com religamento automático. Entradas consumidoras que contam com apenas um transformador trifásico de no máximo 225 kVA podem ser atendidas por postos primários simplificados. Nos postos simplificados a medição é efetuada na baixa tensão e a proteção no lado da alta tensão pode ser feita por meio de fusíveis, economizando-se o disjuntor geral e reles. As figuras 3 e 4 apresentam diagramas esquemáticos para cada um destes postos primários e foram extraídos do livro de instruções gerais da Eletropaulo. Um outro tipo de posto primário convencional é formado por conjuntos blindados, cujos protótipos tem que ser aprovados pela Concessionária. Neste caso as montagens eletromecânicas são alojadas em cubículos metálicos e destinam-se apenas a entradas consumidoras com ramal de entrada subterrâneo.

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Figura 3 -Posto primário convencional - entrada aérea

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Figura 4 -Posto primário simplificado de instalação interna - entrada aérea

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2.2 FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA EM TENSÃO SECUNDÁRIA As normas para ligações de consumidores a redes secundárias de distribuição, quer sejam residenciais, comerciais ou industriais, no caso específico das Concessionárias do Estado de São Paulo, seguem o livro “Fornecimento de Energia Elétrica em tensão secundária de Distribuição” - Nota Técnica Unificada - NTU.01. A norma NTU.01 se aplica aos consumidores secundários com carga instalada até 75 kW. Aplicam-se aos consumidores individuais residenciais, comerciais e industriais e unidades consumidoras em loteamentos particulares e em condomínios fechados. 2.2.1 TENSÕES DE FORNECIMENTO Na figura a seguir indicam-se as tensões padronizadas de fornecimento na rede secundária.

Figura 5 - Tensões padronizadas mais usuais nos sistemas de distribuição do Estado de São Paulo.

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2.2.2 TIPOS DE ATENDIMENTO Os tipos de atendimento são classificados conforme a tabela 3. Tabela 3 - Tipos de Atendimento ao Consumidor Secundário.

Tipo de Atendimento Configuração A Fase / Neutro B 2 Fases / Neutro C 3 Fases / Neutro D 2 Fases E 3 Fases

Cada um destes tipos de atendimento tem limitações apontadas na NTU.01. Cita-se, por exemplo, limitações para o atendimento do tipo B, que é bastante comum em grande parte do setor residencial: a) No sistema estrela com neutro: para carga instalada de 11 kW até 20 kW, em tensão de 127/220 V, e de 16 kW até 25 kW, para tensão secundária de 220/380 V. b) No sistema delta com neutro: para carga instalada de 6 kW a 75 kW. 2.2.3 LIGAÇÕES DE CARGAS ESPECIAIS Cargas que possam provocar bruscas flutuações de tensão, tais como solda elétrica, Raio X, eletrogalvanização, e outras, são tratadas como cargas especiais. A Concessionária pode exigir do consumidor da carga comercial a instalação de elementos corretivos, como filtros de harmônicos ou de compensação reativa, ou ainda fazer reforços na rede ou troca do transformador secundário por outro de potência maior, transferindo parte deste ônus ao consumidor da carga especial.

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2.2.4 MEDIÇÃO DO CONSUMIDOR SECUNDÁRIO A medição deve ser instalada dentro da propriedade do consumidor podendo ser individual ou agrupada em caixas específicas (por exemplo em prédios de apartamentos). O agrupamento de medidores individuais só pode ser feito para um máximo de 12 unidades individuais e/ou até 150 kW instalado. A medição pode ser direta ou indireta (com transformadores de correntes), sendo esta última exigida para demandas superiores a 100 A. 2.2.5 CARGA INSTALADA O cálculo da carga instalada do consumidor secundário, realizado pela Concessionária, é muito importante pois determina o tipo de fornecimento, (A, B, C, D ou E), relacionando o número de fases e neutro, e permite que se dimensione a demanda da instalação. No caso específico da Eletropaulo, quando a carga instalada for inferior a 12 kW, não haverá pedido de estudo para a ligação. Valores superiores a 12 kW exigem o pedido de estudo (PE) podendo demandar prazo maior para a ligação do consumidor à rede. Na determinação da carga instalada são considerados os seguintes itens: a) Cargas de tomadas; b) Pontos de luz; c) Aparelhos com potência média definida pela Concessionária: torneira elétrica; chuveiro elétrico; máquina de lavar louça; máquina de secar roupa; forno de microondas; forno elétrico e ferro elétrico; d) Aparelhos com potência definida pelo fabricante: aquecedor elétrico de acumulação (boiler); fogão elétrico; condicionador de ar; hidromassagem; aquecedor de água de passagem; aquecedor elétrico central; outros com potência superior a 1000 W;

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e) Motores e equipamentos especiais: motores e máquinas de solda a motor; aparelhos de raio X; máquinas de solda a transformador; fornos elétricos a arco; fornos elétricos de indução; retificadores e equipamentos de eletrólise; etc. A carga instalada deve ser dado de placa do fabricante. 2.2.6 EXEMPLO DE APLICAÇÃO DO CÁLCULO DA DEMANDA Considerar uma residência de 180 m2 de construção, possuindo 12 cômodos e contendo os seguintes aparelhos (com potência fornecida pelo fabricante): - 2 aparelhos de ar condicionado de 14000 Btu : 2 x 1900W = 3800 W. - 4 chuveiros elétricos de 3500 W cada um. - 1 ferro elétrico de 1000 W. - 2 motores trifásicos de 1.5 CV cada um. a) Cálculo da Carga Total Instalada - O cálculo de tomadas instaladas segue a tabela 4 (extraída da NTU.01): Conforme a referida tabela ter-se-ia 12 x 100 W + 3 x 600 W = 3000 W. - A carga instalada de iluminação residencial, conforme a NTU.01, deve ser de no mínimo 1 ponto de luz por cômodo, que resulta em 12 x 100W = 1200W. - A carga instalada de aparelhos fixos é de: • 2 aparelhos de ar condicionado: 2 x 1900 = 3800 W. • 4 chuveiros elétricos: 4 x 3500 W = 14.000 W. • 1 ferro elétrico: 1000 W. • 2 motores elétricos de 1.5 CV (ver tabela 5): 2 x 1540 = 3080 W. A carga instalada total é de: 3000W + 1200W + (3800W + 14000W + 1000W + 3080W) = 26080 ou 26,1 kW

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b) Cálculo da Demanda Já para o cálculo da demanda calcula-se as demandas referentes a cada item específico, utilizando-se tabelas de fatores de demanda que fornecem estimativa entre da relação entre a demanda do conjunto e a potência instalada, constantes na NTU.01. b.1) Demanda Referente a Tomadas e Iluminação Utiliza-se a tabela 8. Com carga instalada de 3000W + 1200W tem-se a demanda de 0,52 x 4200W = 2184W ou 2,18 kVA (fator de potência unitário). b.2) Demanda Referente a Chuveiros, Torneiras Elétricas, Aquecedores de Água de Passagem e Ferros Elétricos Carga instalada 4 x 3500W + 1 x 1000W = 15.000W Conforme a Tabela 9 considerando 5 aparelhos tem-se a demanda de 0,7 x 15.000 = 10.500W ou 10,5 kVA (fator de potência unitário). b.3) Demanda Referente aos Condicionadores de Ar Tipo Janela Conforme a Tabela 6 verifica-se que o aparelho de 14.000 BTU consome 1.900W ou 2,1 kVA. A demanda será de 2 x 2,1 kVA x 1 = 4,2 kVA. Observa-se que os fatores de demanda para os aparelhos de ar condicionado constam da Tabela 7. b.4) Demanda referente aos motores A demanda dos motores é obtida através da Tabela 5 e considerando para o cálculo fator de demanda de motores conforme abaixo: FD = 1,0 para o maior motor e FD = 0,5 para os restantes.

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Como os 2 motores são iguais a demanda é calculada como: 1 x 2,17 kVA + 0,5 x 2,17 kVA = 3,26 kVA A demanda total é portanto de: 2,18 kVA + 10,50 kVA + 4,2 kVA + 3,26 kVA = 20,14 kVA Observa-se que a NTU.01 apresenta, além das tabelas que foram apresentadas neste exemplo, outras tabelas de interesse, tais como as referentes a motores monofásicos, fatores de demanda de fogões elétricos, etc.

TABELA 4

Número Mínimo de Tomadas em Função da Área Construída Área(s) Total Construída (m2)

Número de Tomadas (100W por Tomada)

Sub-Total I (W)

Número de Tomadas para a cozinha (600WP/Tomada)

Sub-Total II (W)

Total = Sub-Total I + Sub-Total II (W)

S ≤ 8 1 100 1 600 700 8 < S ≤ 15 3 300 1 600 900 15 < S ≤ 20 4 400 2 1200 1600 20 < S ≤ 30 5 500 2 1200 1700 30 < S ≤ 50 6 600 3 1800 2400 50 < S ≤ 70 7 700 3 1800 2500 70 < S ≤ 90 8 800 3 1800 2600 90 < S≤ 110 9 900 3 1800 2700 110 < S≤ 140 10 1000 3 1800 2800 140 < S ≤ 170 11 1100 3 1800 2900 170 < S ≤ 200 12 1200 3 1800 3000 200 < S ≤ 220 13 1300 3 1800 3100 220 < S ≤ 250 14 1400 3 1800 3200

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TABELA 5

MOTORES TRIFÁSICOS 60 Hz Potência Nominal, Potência Absorvida da Rede em kW e kVA, Correntes Nominais e de Partida.

Potência Nominal CV ou HP

Potência Absorvida da Rede

Corrente à Plena Carga (A)

Corrente de Partida (A)

Cos ϕ Médio

kW kVA 380 V 220 V 380 V 220 V 1/3 0,39 0,65 0,9 1,7 4,1 7,1 0,61 1/2 0,58 0,87 1,3 2,3 5,8 9,9 0,66 3/4 0,83 1,26 1,9 3,3 9,4 16,3 0,66 1 1,05 1,52 2,3 4,0 11,9 20,7 0,69 1 1/2 1,54 2,17 3,3 5,7 19,1 33,1 0,71 2 1,95 2,70 4,1 7,1 25,0 44,3 0,72 3 2,95 4,04 6,1 10,6 38,0 65,9 0,73 4 3,72 5,03 7,6 13,2 43,0 74,4 0,74 5 4,51 6,02 9,1 15,8 57,1 98,9 0,75 7 1/2 6,57 8,65 12,7 22,7 90,7 157,1 0,76 10 8,89 11,54 17,5 30,3 116,1 201,1 0,77 12 1/2 10,85 14,09 21,3 37,0 156,0 270,5 0,77 15 12,82 16,65 25,2 43,7 196,6 340,6 0,77 20 17,01 22,10 33,5 58,0 243,7 422,1 0,77 25 20,92 25,83 39,1 67,8 275,7 477,6 0,81 30 25,03 30,52 46,2 80,1 326,7 566,0 0,82 40 33,38 39,74 60,2 104,3 414,0 717,3 0,84 50 40,93 48,73 73,8 127,9 528,5 915,5 0,84 60 49,42 58,15 88,1 152,6 632,6 1095,7 0,85 75 61,44 72,28 109,5 189,7 743,6 1288,0 0,85 100 81,23 95,56 144,8 250,8 934,7 1619,0 0,85 125 100,67 117,05 177,3 307,2 1162,7 2014,0 0,86 150 120,09 141,29 214,0 370,8 1455,9 2521,7 0,85 200 161,65 190,18 288,1 499,1 1996,4 3458,0 0,85

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TABELA 6

APARELHOS DE AR CONDICIONADO TIPO JANELA CAP (BTU/h)

7100 8500 10000 12000 14000 18000 21000 30000

CAP (kCal/h) 1775 2125 2500 3000 3500 4500 5250 7500 Tensão (V) 110 220 110 220 110 220 110 220 220 220 220 220 Corrente (A) 10 5 14 7 15 7,5 17 8,5 9,5 13 14 18 Potência (VA) 1100 1100 1550 1550 1650 1650 1900 1900 2100 2860 3080 4000 Potência (W) 900 900 1300 1300 1400 1400 1600 1600 1900 2600 2800 3600

TABELA 7

FATORES DE DEMANDA PARA APARELHOS DE AR CONDICIONADO TIPO JANELA PARA USO COMERCIAL

Número de Aparelhos Fator de Demanda 1 a 10 1,00 11 a 20 0,90 21 a 30 0,82 31 a 40 0,80 41 a 50 0,77 51 a 75 0,75 76 a 100 0,75 Acima de 100 0,75

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TABELA 8

FATORES DE DEMANDA REFERENTES A TOMADAS E ILUMINAÇÃO RESIDENCIAL

Carga Instalada (kW) Fator de Demanda 0 < C ≤ 1 0,86 1 < C ≤ 2 0,75 2 < C ≤ 3 0,66 3 < C ≤ 4 0,59 4 < C ≤ 5 0,52 5 < C ≤ 6 0,45 6 < C ≤ 7 0,40 7 < C ≤ 8 0,35 8 < C ≤ 9 0,31 9 < C ≤ 10 0,27 C > 10 0,24

TABELA 9

FATORES DE DEMANDA DE CHUVEIROS, TORNEIRAS,

AQUECEDORES DE ÁGUA DE PASSAGEM E FERROS ELÉTRICOS

Número de Aparelhos FD 01 1,00 02 1,00 03 0,84 04 0,76 05 0,70 06 0,65 07 0,60 08 0,57 09 0,54 10 0,52 11 0,49 12 0,48 13 0,46 14 0,45 15 0,44 16 0,43 17 0,40 18 0,41 19 0,40 20 0,40 21 0,39 22 0,39 23 0,39 24 0,38 25 0,38

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2.3 SISTEMAS DE ATERRAMENTO A “terra” é o caminho natural para o escoamento das correntes elétricas originárias de quedas de raios ou de eventuais correntes de fugas, provocadas por falhas em equipamentos, tais como os chuveiros. No caso específico de chuveiros não blindados, a água em contato com a resistência do chuveiro conduz um pouco da corrente para a sua carcaça e daí para o encanamento. Surge então uma sensação de choque, no contato com a torneira. Para evitar este tipo de problema, as normas recomendam o uso de condutor de proteção (PE) ligado a um eletrodo de terra. A resistência ôhmica deste eletrodo deve situar-se entre 5 e 25 ohms. Para a classificação dos sistemas de aterramento pelas normas ABNT utiliza-se a seguinte simbologia: Primeira Letra - Situação da alimentação em relação à terra: T = um ponto diretamente aterrado. I = isolação de todas as partes vivas em relação à terra ou aterramento de um ponto através de uma impedância. Segunda Letra - Situação das massas em relação à terra: T = massas diretamente aterradas, independentemente do aterramento eventual de um ponto de alimentação. N = massas ligadas diretamente ao ponto da alimentação aterrado (em corrente alternada, o ponto aterrado é normalmente o ponto neutro). Outras letras (eventuais) - Disposição do condutor neutro e do condutor de proteção: S = funções de neutro e de proteção asseguradas por condutores distintos. C = funções do neutro e de proteção combinadas em um único condutor (condutor PEN). Quando a alimentação for proveniente de uma rede de distribuição pública em baixa tensão, o condutor neutro deve ser sempre aterrado na origem da instalação do consumidor.

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As instalações elétricas devem ser sempre executadas em um dos três sistemas descritos a seguir: TN, TT ou IT. a) Sistema TN Os sistemas TN tem um ponto diretamente aterrado, sendo as massas ligadas a este ponto através de condutores de proteção. De acordo com a disposição do condutor neutro e do condutor de proteção considera-se três tipos de sistemas TN, a saber: a.1) Sistema TN-S, no qual o condutor neutro e o condutor de proteção são distintos. a.2) Sistema TN-C-S, no qual as funções de neutro e de proteção são combinadas em um único condutor numa parte do sistema. a.3) Sistema TN-C, no que as funções de neutro e de proteção são combinadas em um único condutor ao longo de todo o sistema. A figura 6 esquematiza os três sistemas.

Figura 6 - Sistemas de Aterramento TN.

São feitas as seguintes considerações a respeito dos sistemas TN: - no caso de falta entre fase e massas, o caminho da corrente de curto-

circuito é exclusivamente constituído de elementos galvânicos, pois as massas estão ligadas ao neutro, diretamente ou através do condutor da proteção;

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- as massas, num sistema TN, estão sempre sujeitas as sobretensões do neutro do sistema de alimentação;

- a tensão nas massas, em serviço normal, será igual à tensão do ponto de

ligação entre o neutro e o condutor de proteção (sistema TN-S) ou entre neutro e massas (sistema TN-C);

- em condições normais a tensão nas massas será maior no caso TN-C do

que no caso TN-S, devido à queda de tensão do neutro da instalação do consumidor;

- o mesmo raciocínio se aplica para correntes de falta entre fase e neutro ou

corrente de falta entre fase e partes condutoras estranhas. b) Sistema TT O sistema TT tem um ponto diretamente aterrado, sendo as massas ligadas a eletrodos de aterramento eletricamente independentes do eletrodo de aterramento da alimentação. A figura 7 mostra o sistema TT.

Figura 7 - Sistemas de Aterramento TT.

São feitas as seguintes considerações a respeito do sistema TT: - as massas não estão sujeitas às sobretensões do sistema de alimentação; - as massas não estão sujeitas as sobretensões devidas as quedas de tensão

no neutro, tanto para corrente normal como para corrente de falta entre fase e neutro;

- o caminho das correntes de falta entre fase e massa compreende

geralmente a terra em uma parte de seu percurso, o que não exclui a 34

possibilidade de ligações elétricas, voluntárias ou acidentais, entre os eletrodos de aterramento das partes condutoras expostas da instalação e os da alimentação, porém, mesmo quando os eletrodos de aterramento do neutro e das massas estiveram confundidos, o sistema permanecerá um sistema TT se qualquer das características do sistema TN não for respeitada. Isto é, em tais casos, não se leva em contra ligações entre os eletrodos de aterramento para a determinação das condições de proteção.

Esta situação é comum, por exemplo, em prédios que abrigam à subestação de transformação que alimenta a instalação elétrica. Os eletrodos de aterramento estarão confundidos, se alguma precaução especial não tiver sido tomada para reduzir a impedância do caminho das correntes de falta. Em tais prédios, as condições impostas para o esquema TN são suscetíveis de não serem respeitadas para os circuitos terminais situados nas partes do prédio distanciadas da subestação de transformação, principalmente se o prédio for de grande altura. Estas condições podem também ocorrer se os eletrodos de aterramento do neutro e das massas se encontrarem ligadas acidentalmente por canalizações metálicas enterradas situadas nas proximidades imediatas de cada um dos eletrodos de aterramento. c) Sistema IT O sistema IT não tem nenhum ponto de alimentação diretamente aterrado, estando as massas aterradas. A figura 8 mostra o sistema IT.

Figura 8 - Sistema de Aterramento IT.

São feitas as seguintes considerações a respeito do sistema IT:

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- a corrente resultante de uma só falta entre fase e massas não tem um intensidade suficiente para provocar o surgimento de qualquer tensão de contato perigosa;

- a limitação da intensidade da corrente resultante de uma primeira falta é

obtida pela ausência de ligação à terra da alimentação ou pela inserção de uma impedância entre um ponto da alimentação, geralmente o neutro, e a terra.

2.4 APLICAÇÃO DOS DISPOSITIVOS DR As instalações elétricas apresentam, normalmente, correntes de fugas. Estas correntes fluem para a terra e a sua intensidade dependerá basicamente do tipo e condições da instalação. A intensidade destas correntes é geralmente de alguns miliampéres. Pode-se instalar um dispositivo DR na proteção geral de um circuito, desde que a corrente de fuga medida, antes da instalação do DR, seja inferior ao seu limiar de atuação. Pode-se também instalar dispositivos DR nas derivações da instalação. Observa-se que pequenas correntes de fuga aumentam a eficácia dos dispositivos DR. Exemplificando, se o aparelho DR tiver um limiar de atuação de 0,025A e corrente de fuga permanente de 0,010A, bastaria um sobrecorrente de fuga de 0,015A para determinar a sua proteção. Exemplo de aplicação do dispositivo DR num esquema TT. Na figura abaixo, extraída de catálogo da Pirelli, apresenta-se um único consumidor, alimentado por duas fases e neutro, um dispositivo DR para proteção geral e outro dispositivo para a proteção de um circuito terminal. Os dois dispositivos existentes DR devem operar seletivamente. O DR principal poderia ter, por exemplo, nominal de 0,3A e o do circuito terminal 0,03A.

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Figura 9 - Dispositivo DR. Apresenta-se, a seguir, o princípio básico de funcionamento do dispositivo DR, cujo esquema consta da figura a seguir.

Figura 10 - Princípio de Funcionamento do Dispositivo DR.

O DR é constituído de contatos fixos e móveis (1), transformador diferencial (2), e de um disparador diferencial (3). Em condições normais de funcionamento, o fluxo resultante no núcleo do transformador diferencial é nulo e em conseqüência não surgirá tensão no secundário do transformador. Quando houver fluxo resultante no núcleo diferente de zero, o que ocorre quando a corrente diferencial residual (IDR) dor diferente de zero, uma corrente percorrerá a bobina do disparador diferencial. Se a IDR for superior a IAN (nominal do DR) haverá

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desmagnetização do núcleo com abertura dos contatos da parte móvel e em conseqüência dos contatos principais. 3. CRITÉRIOS DE QUEDA DE TENSÃO NA REDE SECUNDÁRIA ATÉ O PONTO DE ENTREGA A portaria que regulamenta o critério de queda de tensão na rede secundária foi estabelecida pelo DNAEE, inicialmente em 17 de abril de 1973 e com número 047. Esta portaria conta, hoje, com algumas revisões. A portaria classifica os limites de variação de tensão em duas categorias: precários e adequados. Os limites precários devem ser considerados nos seguintes casos: - durante manobra de circuitos para transferência de cargas. - durante defeito parcial em equipamento. A duração destas anomalias não pode, no entanto, ultrapassar 5 dias. Os limites adequados consideram a rede em sua condição normal de funcionamento, isto é, o consumidor secundário é atendido pelo alimentador primário cadastrado para esta finalidade originário da SE prevista para este atendimento, etc. Nas tabelas 10 a 13, extraídas da portaria 047 revisada, são apresentados os limites precários e os limites adequados para sistemas trifásicos (220/127V ou 380/220V); monofásicos (254/127V e 440/220V) e ainda para sistemas monofásicos de 230/115V e 240/120V.

38

TABELA 10

LIMITES PRECÁRIOS DE VARIAÇÃO DE TENSÃO - CONSUMIDORES ATENDIDOS EM TENSÕES SECUNDÁRIAS DE

DISTRIBUIÇÃO

Tensão Nominal (Volt)

Limites de Variação

Mínimo (Volt) Máximo (Volt) Trifásico 220/127 189/109 233/135 380/220 327/189 403/233 Monofásico 254/127 218/109 270/135 440/220 378/189 466/233

TABELA 11

LIMITES ADEQUADOS DE VARIAÇÃO DE TENSÃO - CONSUMIDORES ATENDIDOS EM TENSÕES SECUNDÁRIAS DE

DISTRIBUIÇÃO

Tensão Nominal (Volt)

Limites de Variação

Mínimo (Volt) Máximo (Volt) Trifásico 220/127 201/116 229/132 380/220 348/201 396/229 Monofásico 254/127 232/116 264/132 440/220 402/201 458/229

TABELA 12

LIMITES PRECÁRIOS DE VARIAÇÃO DE TENSÃO - CONSUMIDORES ATENDIDOS EM TENSÕES SECUNDÁRIAS DE

DISTRIBUIÇÃO

Tensão Nominal (Volt)

Limites de Variação

Mínimo (Volt) Máximo (Volt) Monofásico 230/115 206/103 254/127 240/120 206/103 254/127

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TABELA 13

LIMITES ADEQUADOS DE VARIAÇÃO DE TENSÃO - CONSUMIDORES ATENDIDOS EM TENSÕES SECUNDÁRIAS DE

DISTRIBUIÇÃO

Tensão Nominal (Volt)

Limites de Variação

Mínimo (Volt) Máximo (Volt) Monofásico 230/115 212/106 242/121 240/120 216/108 250/125

Observa-se que na Tabela 10 as tensões limites podem variar entre cerca de 86% a 106% da tensão nominal. Na Tabela 12, também referente a limites precários, os limites podem variar entre cerca de 89% a 110% (para o nominal 230V/115V). Na Tabela 11 são previstos os limites adequados entre cerca de 91% a 104%, enquanto que na Tabela 13 a variação está compreendida entre cerca de 92% a 105% das tensões nominais. 4. FATOR DE POTÊNCIA O fator de potência mínimo, estipulado na portaria no 613 de 09/06/1993, do DNAEE, indutivo ou capacitivo é de 0,92. O faturamento dos reativos excedentes será feito por energia e demanda de potência reativa, indutiva entre as 6 horas e 24 horas e capacitiva entre as 0 horas e 6 horas da manhã. Os valores da energia e demanda , e do fator de potência, serão obtidos a partir de medição apropriada pelos valores médios, em intervalos de 1 (uma) hora. Enquanto não houver medição apropriada, horária, será considerado um critério simplificado considerando um fator de potência médio, durante o período de faturamento.

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5. DADOS DE CONFIABILIDADE A portaria do DNAEE no 468, de 31 de março de 1978, regulamenta os dados de confiabilidade que se exige do sistema elétrico para o atendimento do consumidor, no que se relaciona com a continuidade dos serviços. São definidos dois índices de confiabilidade e para estes índices é apresentada tabela de valores máximos que podem ser obtidos analisando-se a rede e os consumidores. O primeiro índice de continuidade por conjunto é a duração equivalente de interrupção por consumidor pertencente a um conjunto de cargas. Este índice é o DEC, cuja fórmula é apresentada a seguir: n Ca(i) x t(i) DEC = ∑ onde: i=1 Cs i = é cada uma das interrupções de um período analisado, por exemplo de

um mês. Os valores de “i” estão compreendidos entre a 1a interrupção e a “N-ésima” interrupção do período de análise.

Ca(i) = é o número de consumidores que forma interrompidos na “i-ésima” interrupção. t(i) = é o tempo de duração da “i-ésima” interrupção. Cs = é o número de consumidores do conjunto. O segundo índice de confiabilidade é o da freqüência equivalente de interrupção por consumidor (FEC), que exprime, o número médio de interrupções por consumidor de um conjunto. O FEC é dado pela fórmula a seguir: n Ca(i) FEC = ∑ i=1 Cs

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Devem ser considerados na determinação prática destes índices (DEC e FEC) as interrupções programadas, as acidentais e as manobras, não sendo consideradas interrupções inferiores a 3 minutos (de cunho temporário), interrupções de consumidor isolado, causados por falhas em suas instalações ou interrupções decorrentes de racionamento de energia elétrica. Os índices de continuidade devem ser apurados em separado nos seguintes casos: - consumidores atendidos por sistemas subterrâneos de distribuição com secundário reticulado. - consumidores atendidos por sistemas subterrâneos de distribuição, com secundário radial. - consumidores atendidos em tensões iguais ou superiores a 69 kV. - consumidores atendidos por sistemas aéreos com tensões inferiores a 69 kV. Na tabela 14 são apresentados os valores máximos anuais de DEC e FEC para os consumidores atendidos em tensão inferiores a 69 kV (subtransmissão, primário e secundário).

TABELA 14

VALORES DE DEC E FEC (PORTARIA 046 DO DNAEE) Conjunto de Consumidores DEC FEC (Horas) (Número) Atendido por sistema subterrâneo com secundário reticulado 15 20 Atendido por sistema subterrâneo com secundário radial 20 25 Atendido por sistema aéreo, com mais de 50.000 consumidores 30 45 Atendido por sistema aéreo, com número de consumidores entre 15000 e 50000 40 50 Atendido por sistema aéreo, com número de consumidores entre 5000 e 15000 50 60 Atendido por sistema aéreo, com número de consumidores entre 1000 e 5000 70 70 Atendido por sistema aéreo, com menos de 1000 consumidores 120 90

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Estes indicadores são valores médios coletivos e de modo geral são atendidos com folga no estado de São Paulo. Esta portaria também prevê limites máximos individuais, isto é, a nível de cada consumidor. Naturalmente os limites individuais são maiores que os valores médio coletivos descritos na tabela 14. Por exemplo, para os consumidores urbanos em MT e BT os limites individuais são: MT BT livres de interrupções/aco (h) 80 100 freqüência de interrupção/aco (vezes/aco) 70 80 6. TARIFAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 6.1 GENERALIDADES O assunto tarifação é bastante extenso. Procura-se, neste capítulo, apresentar os tipos de tarifas aplicados no modelo brasileiro. Utiliza-se, basicamente na elaboração das tarifas, a teoria dos custos marginais (que é o custo de fornecimento para o atendimento de consumo unitário adicional ao existente). Desta forma tem-se o custo que será absorvido pelo sistema supridor para o atendimento do consumo. Obtém-se nos diversos pontos da rede, o custo do fornecimento para as diversas horas do dia e para os diversos períodos do ano. Surgem, assim, as tarifas hora-sazonais. A evolução do sistema tarifário brasileiro contou com a participação da EDF (Electricité de France), Banco Mundial, Eletrobrás e DNAEE. 6.2 PRINCÍPIOS DA TARIFAÇÃO BASEADA NO CUSTO MARGINAL O custo marginal permite que se atribua a cada grupo de consumidores a fração correspondente ao custo do serviço que for prestado.

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Um sistema tarifário assim constituído indica aos consumidores o benefício resultante da redução ou deslocamento do seu consumo. A utilização mais racional das instalações consumidoras reduz a necessidade de investimentos nas rede e consequentemente permitem redução na fatura do consumidor. Na definição das tarifas, além dos aspectos econômicos são considerados aspectos de ordem social e políticos. 6.3 CARACTERIZAÇÃO DA CARGA O planejamento e operação do sistema, o cálculo dos custos marginais, a determinação das tarifas e a aplicação de políticas de comercialização, exigem o conhecimento da carga (em termos de consumo e de demanda) nos diversos pontos do sistema e nos diferentes grupos de consumidores (residenciais, comerciais, industriais, primários, etc.). Este fato é computado através de resultados de companhas de medição. 6.4 CUSTOS MARGINAIS NOS SISTEMAS Os custos marginais são subdivididos em: - custos de produção; - custos de interconexão; - custos de repartição, e - custos de distribuição. 6.5 PASSAGEM DOS CUSTOS MARGINAIS ÀS TARIFAS O custo marginal varia a cada instante e em cada parte do sistema, devendo ser portanto simplificado para que o consumidor tenha condições de melhor compreendê-lo e poder planejar o uso racional da energia em suas instalações. Evidentemente o custo unitário de produção, na ponta do

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sistema, é maior que o custo em períodos fora da ponta. Isto deve se refletir na tarifação horo-sazonal. De posse dos custos de fornecimento típicos, estes custos são traduzidos sob a forma tarifária, para demanda e consumo em cada segmento horo-sazonal. A estrutura assim obtida é denominada tarifa de referência, que são válidas para cada segmento de mercado, conforme características de tensão de fornecimento, porte, classe, e consideração de outros fatores que possam influenciar a estrutura dos preços. Dentre estes fatores cita-se restrições de ordem social, política e financeira, etc. 6.6 APLICAÇÃO DAS TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA O conjunto de tarifas proposto, apresenta a característica de ser bastante simples para os pequenos consumidores e mais elaborado para os maiores consumidores. O conjunto tarifário compreenderá três grandes grupos, com denominação em cores, apenas para maior facilidade de promoção: a) A Tarifa Horo-sazonal-azul (H) Essa tarifa é destinada a cerca de 50% do consumo nacional. Esse grupo compreende as tarifas “A” com cinco versões de base, todas com a mesma estrutura horo-sazonal, porém, diferenciadas conforme a tensão de fornecimento: - A1 (220 kV ou mais); - A2 (138 a 88 kV); - A3 (69 a 25 kV); - A4 (25 a 2,3 kV) e, - AS (subterrâneo) Essas cinco tarifas básicas tornaram-se obrigatórias em janeiro/86 para todos os fornecimentos em tensão igual ou superior a 69 kV e, em janeiro/87 para os fornecimentos da média e baixa tensão com demanda igual ou superior a 500 kW.

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Cada tarifa, do A1 ou AS, compreende: - um preço mensal para demanda (kW) que, na forma de apresentação atual, corresponde à soma das duas tarifas publicadas (ponta e fora de ponta); - quatro preços para o consumo (kWh), diferenciados segundo períodos do ano e horários do dia. A composição horo-sazonal é a seguinte: - dois segmentos anuais: • seco - compreendendo os meses de maio a novembro; • úmido - compreendendo os meses de dezembro a abril do ano seguinte. - dois segmentos diários: • ponta - 3 horas consecutivas e situadas no intervalo das 17hs às 22hs de

cada dia, exceto sábado e domingo; • fora de ponta - 21 horas de cada dia útil, mais a totalidade das horas dos

dias de sábado e domingo (e dos feriados nacionais para os fornecimentos em tensão igual ou superior a 69 kV).

Com o objetivo de permitir a aplicação de tarifas diferenciadas e obter informações sobre o comportamento da carga nos diversos níveis do sistema elétrico, foi desenvolvido pelo setor elétrico um equipamento de princípio eletrônico denominado Registrador Digital para Tarifa Diferenciada - RDTD, que utiliza um microprocessador que controla todo o equipamento, atualizando um relógio calendário capaz de reconhecer feriados, sábados e domingos. b) A Tarifa Verde-Binômia Trata-se de um sistema tarifário intermediário entre o horo-sazonal mais elaborado e o sistema monômio mais simples, capaz de atender às necessidades de parte dos consumidores com potência instalada superior a 50 kW e demanda inferior a 500 kW e tensões de fornecimento de 2,3 kV a 44 kV. Esta tarifa poderá comportar duas variantes: - Uma versão de base, ou seja, a “Tarifa Básica” com:

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• um preço para a demanda (kW) • um preço para o consumo (kWh) - Uma versão “Tarifa de Curta Utilização” com: • um preço relativamente baixo para a demanda, aplicável somente no segmento fora de ponta. • dois preços de consumo, ponta e fora de ponta, com forte diferenciação. O segmento de ponta compreenderá três horas de cada dia, exceto o domingo. Assim sendo, aquele consumidor que tem condições de deslocar o seu consumo, do segmento de ponta para o de fora de ponta, teria duas alternativas a sua escolha: - optar pela Tarifa Verde - “Curta utilização”- se ele puder afastar carga da ponta, mas tiver dificuldade de manter de forma permanente esse afastamento de carga, ou - optar pela Tarifa Azul - Horo-Sazonal - desde que ele tenha condições de manter permanentemente e de forma segura o afastamento de carga da ponta. Dessa forma, a grande maioria dos consumidores que não têm condições de realizar economias significativas no segmento de ponta serão tarifados com a versão Básica que remunera adequadamente a empresa distribuidora e não requerá maiores complicações com a medição e faturamento. c) A Tarifa Amarela-Monômia Trata-se de uma tarifa monômia na qual o preço da energia será, tanto quanto possível, próximo ao custo real. Essa tarifa comporta quatro versões: - residencial - rural - iluminação pública - outros

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Considerando a necessidade de manter um custo de fornecimento aceitável pelo consumidor residencial para os usos indispensáveis à vida familiar, pode-se admitir, para essa classe, a continuidade da tarifa progressiva por faixas. Tendo em conta o interesse da coletividade em realizar economia com energia durante as horas de maior concentração de carga, visualiza-se como interessante uma Opção de Horas de Baixa Carga (madrugada), comportando um baixo preço durante um período em torno de oito horas por dia. Esta opção deverá ser particularmente associada a certos usos, por exemplo: acumulação de água quente, irrigação, fornos de panificadoras, etc. Assim, o consumidor de baixa tensão ou média tensão de menor porte teria à sua disposição três alternativas de escolha: - a Tarifa Amarela Simples, sem necessidade de modificar seus hábitos; - a opção pela Tarifa Amarela a Dois Preços, vantajosa para aquele que possa modificar seus hábitos de consumo; - o acesso às versões da Tarifa Verde se, considerando sua própria estrutura de consumo, lhe for vantajoso. A estrutura da tarifa monômica é dada por: Custo = Cen x Energia + Cdem x Dmax o mesmo pode ser modificado se for estimado um fator de carga, Custo = Cen x Energia + Cdem x [Energia / (F.c. x período)] Custo = Cen, modificado x Energia Observa-se que existiam cerca de 30.000.000 de consumidores nessa categoria, responsáveis por 40% do consumo nacional de energia elétrica e por 45% da receita total.

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6.7 TARIFAS ESPECIAIS Para os consumidores de grande porto há diversas modalidades de tarifas especiais, para uso específico em determinado fim. Um exemplo disto é a tarifa ETST (Energia Temporária para Substituição Térmica). Em períodos (anos) onde há folga de geração, quer por ser anos hidrologicamente favoráveis, quer porque o mercado consumidor não cresceu como previsto, as concessionárias tentam aumentar o consumo, oferecendo energia elétrica mais barata, visando competir em preço com óleo combustível, em processos onde este último é mais barato (Caldeiras). Os contratos nesta modalidade são temporários e cessando a folga esta energia elétrica deixa de ser ofertada. Seu preço chega a ser 25% do valor normal, o que viabiliza, por exemplo, uma industria manter 2 tipos de caldeiras, uma elétrica para uso em períodos que sobra energia elétrica e outra a partir de óleo combustível. 6.8 VALORES TARIFÁRIOS - ATUAIS A conta de energia elétrica é estimada considerando duas parcelas principais: uma relativa ao fornecimento de energia e outra decorrente de impostos (ICMS). A primeira parcela se destina à remuneração da concessionária pelo serviço de energia e a outra se destina ao tesouro estadual. A parcela relativa ao fornecimento de energia elétrica pode ser avaliada, no estado de São Paulo a partir do quadro a seguir, e sobre a qual incide o ICMS.

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Além do pagamento do consumo da energia elétrica (kWh) e da demanda (kW), a partir de 1993 os consumidores têm um encargo adicional, pelo consumo de reativos, caso o fator de potência seja inferior a 0,92. Os excedentes de demanda e consumo de reativos são tachados com os valores de potência e energia do quadro a seguir.

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