Módulo 8 do Prodist da ANEEL, Manuais, Projetos, Pesquisas de Engenharia Elétrica

Baixe Módulo 8 do Prodist da ANEEL e outras Manuais, Projetos, Pesquisas em PDF para Engenharia Elétrica, somente na Docsity! €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST Módulo 8 — Qualidade da Energia Elétrica Revisão Motivo da Revisão Instrumento de aprovação pela Data de vigência 0 (após monicandndo AE Qraisoos) Resolução Normativa nº 345/2008 | 31/12/2008 a 31/12/2009 1 (após realização ds AP 093/2009) | Resolução Normativa nº 395/2009 | 01/01/2010 a 31/12/2010 2 (após realização do o 046/2010) | Resolução Normativa nº 424/2010 | 01/01/2011 a 05/09/2011 Revisão 3 3 (após realização da 2º Etapa da AP | Resolução Normativa nº 444/2011 06/09/2011 a 31/01/2012 046/2010) 4 (após realização de AP 0842011) | Resolução Normativa nº 469/2011 | 01/02/2012 a 31/12/2014 Revisão 5 x R Alterada antes da entrada em 5 (após realização da AP 093/2013) | Resolução Normativa nº 602/2014 vigor 6 (após realização do é 029/2014) | Resolução Normativa nº 641/2014 | 01/1/2015 a 31/12/2015 7 (após realização da a 052/2014) | Resolução Normativa nº 664/2015 | 01/1/2016 a 31/12/2016 8 (após realização e ê 082/2015) | Resolução Normativa nº 728/2016 | 01/1/2017 a 31/12/2017 Revisão 9 x R Alterada antes da entrada em 9 (após realização da AP 40/2016) | Resolução Normativa nº 767/2017 vigor 10 (após reaicaçao a AP 342017) | Resolução Normativa nº 794/2017 | 01/01/2018 a 02/08/2020 n (após reaiaaada OP 12/2020) | Resolução Normativa nº 868/2020 | 03/08/2020 a 31/12/2020 Revisão 12 x R e oa Resolução Normativa nº 863/2019 e : 12 (após E COD SD O 8e Resolução Normativa nº 871/2020 A partir de 01/01/2021 €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA . a Procedimentos de Distribuição MÓDULO 8 — QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA SEÇÃO 8.0 - INTRODUÇÃO................. imensas mamae rtesane estrear eeemsasemsereesaaeas 4 É o )=8] = 1 (0 PA 4 2 ABRANGÊNCIA 3 CONTEÚDO... 4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO SEÇÃO 8.1 - QUALIDADE DO PRODUTO............r meteram eee esaesmremeereeeeeeess 6 1 OBJETIVO 2 TENSÃO EM REGIME PERMANENTI 3 FATOR DE POTÊNCIA 4 DISTORÇÕES HARMÔNICAS.............iii meteram erre eme eereeeeseesmremeeeeee 18 5 DESEQUILÍBRIO DE TENSÃO... eee rem eeeees eee remeereereesess 16 6 FLUTUAÇÃO DE TENSÃO 7 VARIAÇÃO DE FREQUÊNCIA 8 VARIAÇÃO DE TENSÃO DE CURTA DURAÇÃO.............. imersa eee 20 9 INSTRUMENTAÇÃO E METODOLOGIA DE MEDIÇÃO ........... meteram 23 10 PROCEDIMENTOS DE GESTÃO DAS RECLAMAÇÕES ASSOCIADAS À QUALIDADE DO [= (o do PR 31 11 ESTUDOS ESPECÍFICOS DE QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA PARA ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO .............ciir semear teresa remar eeeees esa remeereereesass 40 ANEXO |: Faixas de Classificação de Tensões — Tensões de Regime Permanente. SEÇÃO 8.2 - QUALIDADE DO SERVIÇO 1 OBJETIVO... a estas cera caaeasacaaanasas seta ca aaaa eta nana aa ea aaa aa na aaa ata aaa nana 2 CONJUNTO DE UNIDADES CONSUMIDORAS......................... sera eeaeasersaeeasasertanaasas 44 3 SISTEMA DE ATENDIMENTO ÀS RECLAMAÇÕES DOS ACESSANTES 4 INDICADORES DE TEMPO DE ATENDIMENTO ÀS OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS 5 INDICADORES DE CONTINUIDADE DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA......... sr rteeaetrassasceteaaras tr tanaa serra rasa eta aaraa tra ceara ana araras 51 6 INDICADORES DE CONTINUIDADE PARA TRANSMISSORAS DETENTORAS DE DIT E DISTRIBUIDORAS ACESSADAS POR OUTRAS DISTRIBUIDORAS ..........................s 70 ANEXO |: Limites de Continuidade Individual........................ ni rereerererereeeererererararararasasaeaeasararararo 79 ANEXO Il: Lista de Fatos Geradores..................... nenem ererererma mese aeasareraa aerea ae asararar sena aaas SEÇÃO 8.3 — QUALIDADE DO TRATAMENTO DE RECLAMAÇÕES 1 OBJETIVO €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Introdução 8.0 12 01/01/2021 5 de 88 celebram Contrato de Uso do Sistema de Transmissão — CUST devem também observar o disposto nos Procedimentos de Rede. 3 CONTEÚDO 3.1 O módulo é composto de três seções: a) Seção 8.0 - INTRODUÇAO; b) Seção 8.1 - QUALIDADE DO PRODUTO: define a terminologia, caracteriza os fenômenos e estabelece os indicadores e limites ou valores de referência relativos à conformidade de tensão em regime permanente e às perturbações na forma de onda de tensão; c) Seção 8.2 - QUALIDADE DO SERVIÇO: define os conjuntos de unidades consumidoras, estabelece as definições, os limites e os procedimentos relativos aos indicadores de continuidade e dos tempos de atendimento; d) Seção 8.3 - QUALIDADE DO TRATAMENTO DE RECLAMAÇÕES: estabelece a metodologia de cálculo dos limites do indicador de qualidade comercial FER. 4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 41 4.2 43 Foram alterados os itens 2.5.1.4, 2.5.1.7,2.5.2.2, 9.2.1,9.3.1,9.3.2, 9.3.2.1, 9.3.3.2,9.3.4, 9.3.5, 9.3.6, 9.3.7.1,9.3.8.1, 9.3.8.2, 9.3.8.4, 10.3.3.2, 10.3.3.3, 10.3.3.4 e 10.3.3.5 da Seção 8.1;5.6.3.5 da Seção 8.2 Foram inseridos os itens 2.2.3, 2.5.2.3, 9.1.1,9.1.1.1,9.3.2.2,9.3.2.3,9.3.2.4,9.3.3.3,9.3.4.1, 9.3.6.1,9.3.7.1.1,9.3.7.1.2 6 9.3.7.2 da Seção 8.1. Foram excluídos os itens 9.1.1, 9.1.2, 9.1.3, 9.1.3.1, 9.1.3.2, 9.1.4, 9.1.5, 9.1.12, 9.1.12.1, 9.1.12.2,9.1.13,9.1.14,9.1.15, 9.1.16, 9.1.16.1, 9.3.7.2, 9.3.7.3, 9.5 e 9.5.1 da Seção 8.1. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 6 de 88 SEÇÃO 8.1 — QUALIDADE DO PRODUTO 1 OBJETIVO 141 Tratar os seguintes fenômenos da qualidade do produto em regime permanente outransitório: a) Permanente ii tensão em regime permanente; ii. fator de potência; iii. harmônicos; iv. desequilíbrio de tensão; v. flutuação de tensão; vi. variação de frequência. b) Transitório ii variações de tensão de curta duração - VTCD; 1.2 Definir os fenômenos da qualidade do produto, estabelecendo os seus indicadores e o seus valores de referência ou limites. 1.3 Estabelecer aspectos relacionados à instrumentação e à metodologia de medição dos fenômenos da qualidade do produto. 1.4 Definir procedimento para a gestão das reclamações dos acessantes sobre problemas relacionados à qualidade do produto. 1.5 Descrever os estudos sobre a qualidade do produto para fins de acesso aos sistemas de distribuição. 2 TENSÃO EM REGIME PERMANENTE 21 2141 21411 Termos e definições São estabelecidos os limites adequados, precários e críticos para os níveis de tensão em regime permanente, os indicadores individuais e coletivos de conformidade de tensão elétrica, os critérios de medição e de registro e os prazos para compensação ao consumidor, caso as medições de tensão excedam os limites dos indicadores. A tensão em regime permanente deve ser acompanhada em todo o sistema de distribuição, devendo a distribuidora dotar-se de recursos e técnicas modernas para tal acompanhamento, atuando de forma preventiva para que a tensão em regime permanente se mantenha dentro dos padrões adequados, conforme definições desta Seção. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 7 de 88 21.2 O termo “conformidade de tensão elétrica” refere-se à comparação do valor de tensão obtido 22 2.2.1 222 22.3 23 2.31 2.3.2 2.3.2.1 2.3.2.2 por medição apropriada, no ponto de conexão, em relação aos níveis de tensão especificados como adequados, precários e críticos. Avaliação da tensão em regime permanente A tensão em regime permanente deve ser avaliada por meio de um conjunto de leituras obtidas por medição apropriada, de acordo com a metodologia descrita para os indicadores individuais e coletivos, nas modalidades descritas no item 9.2.1. A conformidade dos níveis de tensão deve ser avaliada nos pontos de conexão à Rede de Distribuição, nos pontos de conexão entre distribuidoras e nos pontos de conexão com as unidades consumidoras, por meio dos indicadores estabelecidos neste Módulo. A partir de 1º de janeiro de 2023, distribuidora deve possuir a certificação do processo de medição, coleta dos dados, apuração dos indicadores e das compensações relacionadas à tensão em regime permanente, para as modalidades descritas no item 9.2.1, com base nas normas da Orgalização Internacional para Normalização (International Organization for Standardization) ISO 9000. Caracterização dos fenômenos e parâmetros Com relação aos valores de referência: os valores de tensão obtidos por medições devem ser comparados à tensão de referência, a qual deve ser a tensão nominal ou a contratada, de acordo com o nível de tensão do ponto de conexão; os valores nominais devem ser fixados em função dos níveis de planejamento do sistema de distribuição de modo que haja compatibilidade com os níveis de projeto dos equipamentos elétricos de uso final; para cada tensão de referência, as leituras a ela associadas classificam-se em três categorias: adequadas, precárias ou críticas, baseando-se no afastamento do valor da tensão de leitura em relação à tensão de referência. Com relação à regulação das tensões contratadas: Com relação às tensões contratadas pelos acessantes da Rede Básica, devem ser obedecidos os Procedimentos de Rede. Com relação às tensões contratadas entre distribuidoras: a tensão a ser contratada nos pontos de conexão com tensão nominal de operação igual ou superior a 230 kV deverá ser a tensão nominal de operação do sistema no ponto de conexão; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 10 de 88 2.5.1.2 Os indicadores individuais mensais de todos os acessantes com medição permanente devem 2.5.1.3 2.5.1.4 2.5.1.7 2.5.1.8 2.5.2 2.5.2.1 ser armazenados por no mínimo 5 (cinco) anos, para efeito de fiscalização da ANEEL. As leituras devem ser obtidas de acordo com o especificado no item 9.1. Após a obtenção do conjunto de leituras válidas, devem ser calculados o índice de duração relativa da transgressão para tensão precária (DRP) e o para tensão crítica (DRC) de acordo com as seguintes expressões: DRP = P 1o9[%] 1008 ! DRC=Í.100[%] 1008 em que n/p e nic representam o maior valor entre as fases do número de leituras situadas nas faixas precária e crítica, respectivamente. Os indicadores DRP e DRC serão associados a um mês civil. Para os acessantes com medição permanente, será observado o seguinte procedimento: cada conjunto de 1008 leituras válidas compõe um indicador DRP e um DRC; são considerados todos os conjuntos de 1008 leituras válidas cujo período de apuração tenha sido encerrado no respectivo mês civil; os valores de DRP e DRC a serem considerados para o mês civil correspondem à média dos valores calculados dentre todos os conjuntos de 1008 leituras válidas. Para as medições eventuais, o mês civil de referência da medição de tensão será aquele no qual se deu o término da medição de 168 horas. Para acessantes da Rede Básica, os indicadores DRP e DRC deverão ser calculados de acordo com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Indicadores coletivos Com base nas medições amostrais efetuadas, será calculado o Índice de Unidades Consumidoras com Tensão Crítica (ICC), utilizando a seguinte fórmula: ICC= Xe voos] N, em que: Nc = total de unidades consumidoras com DRC, não nulo; e €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 11 de 88 2.5.2.2 2.5.2.3 2.6 2.6.1 2.6.2 27 2741 272 N, = total de unidades consumidoras objeto de medição. Com base nas medições amostrais efetuadas, serão calculados o índice de duração relativa da transgressão para tensão precária equivalente (DRPE) e o índice de duração relativa da transgressão para tensão crítica equivalente (DRCe), de acordo com as seguintes expressões: er, =D] DRC, = DRC, em que: DRP; = duração relativa de transgressão de tensão precária individual da unidade consumidora (i); DRC; = duração relativa de transgressão de tensão crítica individual da unidade consumidora (i); DRP+ = duração relativa de transgressão de tensão precária equivalente; DRCe = duração relativa de transgressão de tensão crítica equivalente; N, = total de unidades consumidoras objeto de medição. Com base nas medições amostrais efetuadas, a ANEEL calculará indicadores coletivos DRP e DRC a partir de medidas de posição (percentis) obtidas das medições individuais, com vistas à publicação detalhada dos resultados das medições amostrais. Limites para os indicadores O limite do indicador DRP é de 3% (três por cento). O limite do indicador DRC é de 0,5% (cinco décimos por cento). Compensação aos Consumidores A distribuidora deve compensar os consumidores que estiveram submetidas a tensões de atendimento com transgressão dos indicadores DRP ou DRC e os titulares daquelas atendidas pelo mesmo ponto de conexão. Para o cálculo da compensação deve ser utilizada a seguinte fórmula: €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 12 de 88 Valor =|[ DRE DR sao | 4 [ DRE DRC ic | |EUSD 100 100 o sendo: ki =0, se DRP < DRPimit; ki =3, se DRP > DRPiimite; k>=0, se DRC < DRCimite; k> = 7, para consumidores atendidos em Baixa Tensão, se DRC > DRCimite; k>= 5, para consumidores atendidos em Média Tensão, DRC > DRCimite; k>=3, para consumidores atendidos em Alta Tensão, DRC > DRCimite; DRP = valor do DRP expresso em %, apurado na última medição; DRPimite= 3 %; DRC = valor do DRC expresso em %, apurado na última medição; DRCimte = 0,5 %; EUSD = valor do encargo de uso do sistema de distribuição correspondente ao mês de referência da última medição. 273 A compensação deve ser mantida enquanto o indicador DRP for superior ao DRPimie e/ou o indicador DRC for superior ao DRCimite. 2.74 O valor da compensação deve ser creditado na fatura apresentada no prazo máximo de dois meses subsequentes ao mês civil de referência da última medição que constatou a violação. 2.7.5 Nos casos onde o valor integral ou o crédito remanescente ultrapasse o valor da fatura mensal, o valor da compensação a ser creditado na fatura poderá ser parcelado, limitado às 2 (duas) faturas subsequentes, ou pago em moeda corrente. 276 A compensação devida aos consumidores, conforme critério estabelecido neste item, não isenta a distribuidora de responder por outras perdas e danos causados pelo serviço inadequado de energia elétrica. 2.77 Os critérios de compensação definidos neste item não se aplicam aos suprimentos entre distribuidoras, às centrais geradoras e aos agentes acessantes da Rede Básica, devendo, nesse último caso, obedecer aos Procedimentos de Rede. 2.78 No caso de inadimplência do consumidor, desde que em comum acordo entre as partes, o valor da compensação poderá ser utilizado para deduzir débitos vencidos. 2.79 No caso de agentes importadores ou exportadores de energia elétrica com instalações conectadas à rede de distribuição, as compensações associadas à não conformidade dos níveis de tensão deverão ser estabelecidas nos respectivos Contratos de Conexão às Instalações de Distribuição (CCD). €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 15 de 88 fm, xy DITh=*"2 100 V sendo: h = todas as ordens harmônicas de 2 até hmáx. hmáx = conforme a classe A ou S. Z, >v; DIT,%=""2 x100 p v sendo: h = todas as ordens harmônicas pares, não múltiplas de 3 (h = 2, 4,8, 10, 14,16, 20, 22, 26, 28, 32, 34, 38, ...). hp = máxima ordem harmônica par, não múltipla de 3. E, Lv DIT,%="""* 100 V sendo: h = todas as ordens harmônicas ímpares, não múltiplas de 3 (h = 5, 7, 11,13, 17, 19, 23, 25, 29,31,35, 37,...). hi = máxima ordem harmônica ímpar, não múltipla de 3. 13 vê DTT,% = x 100 sendo: h = todas as ordens harmônicas múltiplas de 3 (h =3, 6,9, 12, 15, 18, 21, 24, 27,30, 33, 36, 39...) h3 = máxima ordem harmônica múltipla de 3. 43 Limites para os indicadores 43.1 Os limites para as distorções harmônicas totais constam na Tabela 2. Tabela 2 — Limites das distorções harmônicas totais (em % da tensão fundamental). Indicador Tensão nominal Vn<s1,0kV | 1,0kV<Vn<69kV | 69kVsVn< 230kV DTT95%, 10,0% 8,0% 5,0% DTT-95%, 2,5% 2,0% 1,0% DTT95% 7,5% 6,0% 4,0%, DTT:95% 6,5%, 5,0%, 3,0%, €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA . a Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 16 de 88 4.3.1.1 Os limites correspondem ao máximo valor desejável a ser observado no sistema de distribuição. 43.2 No caso de medições realizadas utilizando-se TPs com conexão do tipo V ou delta aberto, os limites permitidos para o indicador DTT:95% deverão corresponder a 50% dos respectivos valores indicados na Tabela 2. 4.3.3 Os acessantes da Rede Básica deverão seguir o determinado nos Procedimentos de Rede ou em regulamentação específica. 5 DESEQUILÍBRIO DE TENSÃO 5.1 Definição 511 O desequilíbrio de tensão é o fenômeno caracterizado por qualquer diferença verificada nas amplitudes entre as três tensões de fase de um determinado sistema trifásico, e/ou na defasagem elétrica de 120º entre as tensões de fase do mesmo sistema. 5.2 Terminologia 5.21 A Tabela 3 a seguir apresenta a terminologia aplicável ao cálculo do desequilíbrio de tensão. Tabela 3 — Terminologia IDENTIFICAÇÃO DA GRANDEZA SÍMBOLO Fator de desequilíbrio de tensão FD Magnitude da tensão eficaz de sequência negativa — frequência fundamental V- Magnitude da tensão eficaz de sequência positiva — frequência fundamental V+ Magnitudes das tensões eficazes de linha — frequência fundamental Vaby Vbc € Vea Valor do indicador FD% que foi superado em apenas 5 % das 1008 leituras FD95% válidas º 5.2.2 A expressão para o cálculo do desequilíbrio de tensão é: V FD% =— 100 V, 5.2.3 Alternativamente, pode-se utilizar a expressão a seguir, que conduz a resultados em consonância com a formulação anterior: FD%= 100, €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA . a Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 17 de 88 sendo: 4 4 4 B - Vab + Voc + Vea 2 2 2 Vo + Voc + Voa / 5.3 Limites para os indicadores 5.3.1 Os limites para o indicador de desequilíbrio de tensão estão apresentados na Tabela 4 a seguir: Tabela 4 — Limites para os desequilíbrios de tensão. Tensão nominal Indicador Vns1,0kV 1kV<Vn<230kV FD95% 3,0% 2,0% 5.3.1.1 Os limites correspondem ao máximo valor desejável a ser observado no sistema de distribuição. 5.3.2 Os acessantes da Rede Básica deverão seguir o determinado nos Procedimentos de Rede ou em regulamentação específica 6 FLUTUAÇÃO DE TENSÃO 6.1 Definição 6.1.1 A flutuação de tensão é um fenômeno caracterizado pela variação aleatória, repetitiva ou esporádica do valor eficaz ou de pico da tensão instantânea. 6.1.2 A determinação da qualidade da tensão do sistema de distribuição quanto à flutuação de tensão tem por objetivo avaliar o incômodo provocado pelo efeito da cintilação luminosa no consumidor, que tenha em sua unidade consumidora pontos de iluminação alimentados em baixa tensão. 6.2 Terminologia. 6.21 A Tabela 5 sintetiza a terminologia aplicável às formulações de cálculo da sensação de cintilação luminosa: €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Qualidade do Produto Revisão: 12 Data de Vigência: 01/01/2021 Página: 20 de 88 8 VARIAÇÃO DE TENSÃO DE CURTA DURAÇÃO 81 Termos e defin 811 ições Variações de tensão de curta duração (VTCD) são desvios significativos na amplitude do valor eficaz da tensão durante um intervalo de tempo inferior a três minutos. 8.1.2 As variações de tensão de curta duração são classificadas de acordo com a Tabela 7. Tabela 7 - Classificação das Variações de Tensão de Curta Duração Amplitude da tensão Classificação Denominação Duração da Variação | (valor eficaz) em relação à tensão de referência Interrupção , : A Momentânea de Inferior ou qual a três Inferior a 0,1 pu Tensão 9 Variação Afundamento Superior ou igual a um . : Momentânea de Momentâneo de ciclo e inferior ou igual Superior ou ua a 01 e Tensão Tensão a três segundos Pp. Elevação Superior ou igual a um Momentânea de ciclo e inferior ou igual Superior a 1,1 p.u Tensão a três segundos Interrupção Superior a três Temporária de segundos e inferior a Inferior a 0,1 p.u Tensão três minutos Variação Afundamento Superior a três , : Temporária de Temporário de segundos e inferior a Superior ou iguala 0,1 = = ROO inferior a 0,9 p.u Tensão Tensão três minutos Elevação Superior a três Temporária de segundos e inferior a Superior a 1,1 p.u Tensão três minutos 8.2 Terminologia 8.21 A Tabela 8 sintetiza a terminologia aplicável ao cálculo das variações de tensão de curta duração. Tabela 8 — Terminologia. Identificação da Terminologia Sigla Variação de Tensão de Curta Duração VTCD Interrupção Momentânea de Tensão IMT Afundamento Momentâneo de Tensão AMT €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA . a Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 21 de 88 Elevação Momentânea de Tensão EMT Interrupção Temporária de Tensão TT Afundamento Temporário de Tensão ATT Elevação Temporária de Tensão ETT Amplitude do evento de VTCD Ve Duração do evento de VTCD Ate Frequência de ocorrência de eventos de VTCD fe Fator de Impacto FI Fator de Impacto base Flpase 8.2.2 As expressões para o cálculo dos indicadores associados com as variações de tensão de curta duração são os seguintes: v = Le 100 Va sendo: Ve = amplitude do evento de VTCD (em %); Vres = tensão residual do evento de VTCD (em Volt); Vret = tensão de referência (em Volt). AL =t,-t, sendo: Ate = duração do evento de VTCD (em milissegundos); tr = instante final do evento de VTCD; t;= instante inicial do evento de VTCD. fe=n sendo: fe = frequência de ocorrência de eventos de VTCD; n = quantidade de eventos de VTCD registrados no período de avaliação. 8.23 O registro dos eventos de variação de tensão de curta duração, em termos de duração e amplitude, será realizado conforme estratificação apresentada na Tabela 9. Tabela 9 — Estratificação dos parâmetros amplitude e duração para contabilização de eventos de VTCD. : Duração Amido [1667ms-| (100ms- | (300ms-| (600ms-| (iseg- | (3seg- | (imin- P 100ms] | 300ms] | 600ms] | 1seg] 3 seg] imin] | 3min) > 1,15 €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Qualidade do Produto Revisão: 12 Data de Vigência: 01/01/2021 Página: 22 de 88 (1,10 1,15] (0,85 - 0,90] (0,80 - 0,85] (0,70 - 0,80] (0,60 - 0,70] (0,50 - 0,60] (0,40 - 0,50] (0,30 - 0,40] (0,20 - 0,30] (0,10 - 0,20] <0,10 8.2.4 A Tabela 10 apresenta a estratificação da Tabela 9 em 9 (nove) regiões de sensibilidade, visando correlacionar a importância de cada evento de VTCD com os níveis de sensibilidade das diferentes cargas conectadas aos sistemas de distribuição, em média e alta tensão. Tabela 10 — Estratificação das VTCD com base nos níveis de sensibilidade das diversas cargas. Amplitude (pu) >1,15 (1,10- 1,15] (0,85 - 0,90] Duração [16,67 ms - | (100 ms -| (300 ms - 100 ms, 300 ms] | 600 ms, (600 ms - 1 seg] (1 seg-3 (3seg-1 seg] min] (Imin-3 min) REGIÃO / (0,80 - 0,85] REGIÃO A (0,70 - 0,80] (0,60 - 0,70] REGIÃO G REGIÃO B REGIÃO D (0,50 - 0,60] REGIÃO C (0,40 - 0,50] (0,30 - 0,40] (0,20 - 0,30] (0,10 - 0,20] REGIÃO E <0,10 REGIÃO F 8.2.5 O Fator de Impacto, para caracterização da severidade da incidência de eventos de VTCD, é calculado conforme a seguinte expressão: 1 (txt) FI=E4 sendo: fei FI BASE = frequência de ocorrência de eventos de VTCD, apuradas por meio de medição apropriada, em um período de 30 dias consecutivos, para cada região de sensibilidade i, sendo i=4,B,C,D, E, FG, Hell. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 25 de 88 a) A detecção e a caracterização dos eventos de VTCD deverão ser realizadas por meio de 9.2 9.2.1 instrumentos de medição que considerem como parâmetro de referência uma tensão fixa ou uma tensão média deslizante, de acordo com a seguinte expressão: Vortn) = 0,9967 X Vsr(n-1) + 0,0033 X Veyzrms) sendo: Vem = valor calculado da tensão de referência; Vorn-1) = valor prévio da tensão de referência; Vrizaus) = valor da tensão eficaz média de 12 (doze) ciclos mais recente. Num determinado ponto de monitoração, uma VTCD é caracterizada a partir da agregação dos parâmetros amplitude e duração de cada evento. Assim sendo, eventos simultâneos são primeiramente agregados compondo um mesmo evento no ponto de monitoração (agregação de fases). Os eventos consecutivos, em um período de 3 (três) minutos, no mesmo ponto, são agregados compondo um único evento (agregação temporal). O afundamento ou a elevação de tensão que representa o intervalo de três minutos é o de menor ou de maior amplitude da tensão, respectivamente. A agregação de fases deve ser feita pelo critério de união das fases, ou seja, a duração do evento é definida como o intervalo de tempo decorrido entre o instante em que o primeiro dos eventos transpõe determinado limite e o instante em que o último dos eventos retorna para determinado limite. As seguintes formas alternativas de agregação de fases podem ser utilizadas: ii agregação por parâmetros críticos - a duração do evento é definida como a máxima duração entre os três eventos e o valor de magnitude que mais se distanciou da tensão de referência; ii agregação pela fase crítica - a duração do evento é definida como a duração do evento de amplitude crítica, ou seja, amplitude mínima para afundamento e máxima para elevação. Afundamentos e elevações de tensão devem ser tratados separadamente. Das modalidades de medição A tensão em regime permanente deve ser avaliada por meio de um conjunto de leituras obtidas por medição apropriada, de acordo com a metodologia descrita para os indicadores individuais e coletivos, nas seguintes modalidades: eventual, por reclamação do consumidor ou por determinação da ANEEL; amostral, por determinação da ANEEL, de acordo com sorteio realizado para cada trimestre; e €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 26 de 88 c) permanente, por meio do sistema de medição de unidades consumidoras de BT com 9.2.2 9.3 9.3.1 9.3.2 9.3.2.1 9.3.2.2 9.3.2.3 9.3.2.4 9.3.3 funcionalidades adicionais ou para os casos em que o acessante conectado ao SDMT ou ao SDAT optar por medidor de qualidade da energia elétrica, conforme critérios e procedimentos estabelecidos nesta Seção e no Módulo 5. As distorções harmônicas de tensão, o desequilíbrio de tensão, a flutuação de tensão e as variações de tensão de curta duração deverão ser avaliados por meio de um conjunto de leituras obtidas por medição apropriada, de acordo com metodologia específica, nas seguintes modalidades: eventual, por reclamação do acessante conectado ao SDMT ou ao SDAT ou por determinação da ANEEL; e permanente, nos casos em que o acessante conectado ao SDMT ou ao SDAT optar por medidor de qualidade da energia elétrica, conforme critérios e procedimentos estabelecidos nesta Seção. Dos critérios de medição amostral para tensão em regime permanente A partir de 2021, serão adotados sistemas de medição permanente para as medições amostrais de tensão, de acordo com o estabeledido no item 9.1.1.1. A ANEEL realizará o sorteio da amostra das unidades consumidoras de cada distribuidora para fins de medição no mês de outubro de cada ano, por meio de critério estatístico aleatório, a partir das Bases de Dados Geográficas das Distribuidoras - BDGD. A unidade consumidora sorteada passará a compor a base de medições amostrais da distribuidora e será monitorada de forma permanente. A base de medições amostrais da distribuidora será ampliada a cada ano, com adição das novas unidades consumidoras sorteadas, mantendo-se unidades sorteadas nos anos anteriores. A unidade consumidora sorteada que já possuir medição permanente passará a compor a base de medições amostrais da distribuidora a partir do primeiro mês do trimestre correspondente. Até o mês de setembro de cada ano, a distribuidora deverá solicitar à ANEEL a substituição da unidade consumidora da base de medições amostrais, mediante novo sorteio, quando do encerramento da relação contratual entre a distribuidora e o consumidor. A relação das unidades consumidoras da amostra definida será enviada em quantitativos trimestrais às distribuidoras, com antecedência mínima de 60 (sessenta) dias em relação à data de início das medições, acrescida de uma margem de segurança para contornar eventuais problemas de impossibilidade de medição. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 27 de 88 9.3.3.1 A distribuidora deve registrar de forma individual os motivos que comprovem a impossibilidade da medição, para fins de fiscalização da ANEEL. 9.3.3.2 A distribuidora deve comunicar ao consumidor, por meio de comunicação auditável, que a unidade consumidora passará a ter seus níveis de tensão monitorados permanentemente, compondo a base de medições amostrais da distribuidora conforme determina o Módulo 8 do PRODIST, informando ao consumidor o seu direito ao recebimento de uma compensação, caso haja violação dos limites dos indicadores DRP e DRC, especificamente. 9.3.3.3 Na comunicação de que tratra o item anterior, a distribuidora deve informar também ao 9.3.4 9.3.4.1 9.3.5 9.3.6 consumidor do SDBT sobre os demais recursos disponíveis no sistema de medição com funcionalidades adicionais de que trata o item 3.3.2 da Seção 5.1 do Módulo 5, tais como a possibilidade de adesão à modalidade tarifária branca e o registro das interrupções de curta e longa duração, entre outros. A distribuidora deve efetuar, para cada uma das unidades consumidoras pertencentes à amostra, dentro do trimestre correspondente, a instalação do sistema de medição de que trata o item 9.1.1.1 para a medição mensal dos indicadores DRP e DRC. A partir destas medições devem ser calculados os índices coletivos. Os indicadores DRP e DRC mensais das medições amostrais deverão ser calculados de acordo com o procedimento descrito no item 2.5.1.6. Fica a critério da distribuidora, com base no quantitativo trimestral, a definição do número de unidades consumidoras que terão a medição instalada em um determinado mês, devendo a distribuidora garantir para cada unidade consumidora o registro de pelo menos um conjunto de 1008 leituras válidas antes do fim do trimestre correspondente. Para o ano de 2021, as medições em cada trimestre abrangerão, no mínimo, a dimensão da amostra definida na tabela seguinte: Tabela 12 - Tabela da Dimensão da Amostra Trimestral Número total de unidades Dimensão da amostra com consumidoras da a margem de segurança distribuidora (unidades consumidoras) Dimensão da amostra (unidades consumidoras) N<10.000 26 30 10.000 < N<30.000 36 42 30.000 < N.< 100.000 60 66 100.000 < N<300.000 84 93 300.000 < N<600.000 120 132 600.000 < N 156 172 1.200.000 < 210 231 2.000.000 < 270 297 N > 3.000.000 300 330 €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 30 de 88 9.3.8.3 Os indicadores devem ser apurados por meio de procedimentos auditáveis que contemplem desde a medição da tensão até a transformação dos respectivos dados em indicadores. 9.3.8.4 Os indicadores coletivos são calculados pela ANEEL quando do envio dos indicadores individuais pela distribuidora. 9.4 Dos critérios da medição permanente da qualidade da energia elétrica. 9.4.1 O acessante pode solicitar à distribuidora sistema de medição com funcionalidades específicas de qualidade da energia elétrica para fins de acompanhamento permanente de todos os fenômenos e parâmetros de que tratam este Módulo. 9.4.1.1 O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora, devendo a diferença de custo entre o sistema de medição descrito no item acima e o sistema de medição convencional ser de responsabilidade do acessante interessado. 9.4.1.2 O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora no prazo de até 60 dias a partir da solicitação do acessante e conforme critérios estabelecidos na Resolução Normativa nº 414/2010. 9.4.1.3 Quando o acessante possuir SMF com funcionalidades de QEE, esse sistema de medição deve, preferencialmente, ser utilizado, desde que os protocolos de medição utilizados pelo mesmo atendam aos critérios técnicos estabelecidos nesta Seção. 94.2 As distribuidoras devem efetuar, para cada um dos pontos de medição permanente da qualidade da energia elétrica, a apuração dos indicadores relacionados à Qualidade do Produto e à Qualidade do Serviço. 94.3 Do registro dos dados de medições permanentes de qualidade do produto. 9.4.3.1 A distribuidora deve manter registro em sistema informatizado do ponto de medição permanente, contendo obrigatoriamente os seguintes dados: a) código identificador do acessante, que deve equivaler ao constante do BDGD informado pela distribuidora, conforme disposto no Módulo 6 do PRODIST; b) coordenadas geográficas do ponto de medição permanente; c) histórico dos indicadores individuais DRP e DRC, associados a cada conjunto de 1008 leituras válidas; d) histórico dos indicadores estatísticos DTT95%, DTTp95%, DTTI95%, DTT395%, FD95% e Pst95%, associados a cada conjunto de 1008 leituras válidas; e) data, hora de início, duração e amplitude de todos os eventos de VTCD registrados; histórico dos valores apurados para o Fator de Impacto (FI) e respectivas estratificações dos eventos de VTCD associados, conforme Tabela 9, associados a cada período de 30 dias; parâmetros de qualidade do serviço, conforme estabelecido na Seção 8.2. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA . a Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 31 de 88 9.4.4 A distribuidora deve disponibilizar todas as informações obtidas da medição permanente ao acessante, em até 10 dias após a solicitação. 10 PROCEDIMENTOS DE GESTÃO DAS RECLAMAÇÕES ASSOCIADAS À QUALIDADE DO PRODUTO 10.1 A distribuidora deve possuir equipes capacitadas e quantidade de medidores compatíveis com o número de reclamações associadas à qualidade do produto. 10.2 Atendimento inicial das reclamações. 10.21 Quando da reclamação associada à qualidade do produto, a distribuidora deve: a) solicitar no mínimo as seguintes informações: identificação do acessante; descrição do problema verificado pelo acessante; dia(s) da semana e horário(s) em que o problema foi verificado; meio de comunicação auditável de preferência do acessante, dentre os oferecidos pela distribuidora, para recebimento das informações relativas ao processo de reclamação, devendo constar a opção de comunicação por escrito. b) Para os acessantes conectados ao SDBT, a continuidade do processo se dará conforme definido no item 10.3. Para os acessantes conectados ao SDMT ou SDAT, de acordo com as informações recebidas conforme alínea “a”, a distribuidora analisará e, em comum acordo com o acessante, definirá a continuidade do processo conforme definido no item 10.3 ou item 10.4. 10.3 Tensão em Regime Permanente. 10.3.1 Quando da reclamação de acessante que não possua medição permanente, associada à qualidade da tensão de regime permanente no ponto de conexão, a distribuidora deve observar o item 10.2 e: a) efetuar inspeção técnica até o ponto de conexão do acessante para avaliar a procedência da reclamação e o(s) tipo(s) de fenômeno(s), em dia cuja característica da curva de carga é equivalente à do dia em que o problema foi verificado, respeitando o horário informado pelo consumidor, a qual deve incluir a medição instantânea no ponto de conexão do valor eficaz de duas leituras, com um intervalo mínimo de 5 (cinco) minutos entre elas; b) caso seja comprovado na inspeção técnica que a reclamação é improcedente, comunicar ao acessante o resultado da medição de que trata a alínea “a”, no prazo máximo de 15 (quinze) dias a partir da reclamação, devendo informar sobre o direito do acessante de solicitar a medição de 168 horas, o qual deve ser exercido no prazo de 5 (cinco) dias, prestando as informações conforme estabelece a alínea “h” e informando o valor a ser cobrado pelo serviço, caso o resultado da medição não apresente valores nas faixas de tensão precária ou crítica; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 32 de 88 comprovada a procedência da reclamação com base na medição instantânea e a impossibilidade da regularização do nível de tensão durante a inspeção técnica, instalar equipamento de medição, no ponto de conexão, para averiguar o nível de tensão de atendimento, devendo apurar os indicadores DRP e DRC conforme definido no item 2.5.1 e prestando as informações conforme estabelece a alínea “h”; quando a distribuidora adotar providências para a regularização dos níveis de tensão durante a inspeção técnica, efetuar medição instantânea no ponto de conexão do valor eficaz de duas leituras, com um intervalo mínimo de 5 (cinco) minutos entre elas, comunicando ao acessante o resultado da medição e as providências tomadas para regularização, no prazo máximo de 15 (quinze) dias a partir da reclamação; caso seja comprovada a regularização a partir da medição de que trata a alínea “d”, informar, no comunicado ao acessante, o seu direito de solicitar a medição de 168 horas, o qual deve ser exercido no prazo de 5 (cinco) dias, prestando as informações estabelecidas na alínea “h” e informando o valor a ser cobrado pelo serviço, caso o resultado da medição não apresente valores nas faixas de tensão precária ou crítica; informar ao acessante, nos comunicados citados nas alíneas “b” e “d”, a data e o horário da medição instantânea, os valores de tensão medidos, as faixas de valores adequados, precários e críticos e, no caso de consumidor, o seu direito de receber uma compensação caso haja violação dos limites de DRP e DRC; caso o resultado da medição referenciada na alínea "d" apresente valores nas faixas de tensão precária ou crítica, instalar equipamento de medição no ponto de conexão, para averiguar o nível de tensão de atendimento, devendo apurar os indicadores DRP e DRC, conforme definido no item 2.5.1 e prestar as informações conforme estabelece a alínea “h”, informar ao acessante, com antecedência mínima de 48 horas da realização da medição pelo período mínimo de 168 horas, a data e o horário da medição de tensão, seu direito de acompanhar a instalação do equipamento de medição, a faixa de valores adequados para aquela unidade consumidora, o direito do consumidor de receber uma compensação caso haja violação dos limites de DRP e DRC e o prazo de entrega do laudo técnico do resultado da medição, o qual deve ser de 30 (trinta) dias a partir da reclamação, devendo fornecer os resultados completos das medições obtidas; o prazo de 48 horas mencionado na alínea “h” poderá ser reduzido, desde que haja a concordância expressa do acessante; organizar registros, em arquivos individualizados, das reclamações sobre não-conformidade de tensão, incluindo número de protocolo, datas da reclamação do acessante e aviso da distribuidora ao reclamante sobre a realização da medição de tensão, data e horário das medições instantâneas e os valores registrados, período da medição de 168 horas e valores máximo e mínimo das tensões de leitura; deverão ser registrados também o conjunto das leituras efetuadas, inclusive com os intervalos expurgados, os valores apurados de DRP e DRC, o valor do serviço pago pelo acessante, as providências para a regularização e data de conclusão, o período da nova medição, a data de comunicação ao acessante do resultado da apuração, o memorial de cálculo da estimativa de queda de tensão quando da medição fora do ponto de conexão e, no caso de consumidor, o valor da compensação e o respectivo mês de pagamento. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 35 de 88 10.3.2 Quando da reclamação do acessante que possua a medição permanente, associada à qualidade da tensão de regime permanente no ponto de conexão, a distribuidora deve observar o item 10.2 e também: a) efetuar inspeção técnica até o ponto de conexão do acessante para avaliar a procedência da reclamação, em dia cuja característica da curva de é equivalente à do dia em que o problema foi verificado, respeitando o horário informado pelo acessante, a qual deve incluir a medição instantânea no ponto de conexão do valor eficaz de duas leituras, com um intervalo mínimo de 5 (cinco) minutos entre elas, e a leitura dos valores de DRP e DRC das últimas quatro medições armazenadas no medidor; caso seja comprovado na inspeção técnica que a reclamação é improcedente, isto é, quando a medição instantânea estiver na faixa adequada e as quatro últimas medições armazenadas no medidor não apresentarem DRP ou DRC acima dos limites, comunicar ao acessante o resultado da medição de que trata a alínea “a”, no prazo máximo de 15 (quinze) dias a partir da reclamação; comprovada a procedência da reclamação com base na medição instantânea ou nas quatro últimas medições armazenadas no medidor, e na impossibilidade da regularização do nível de tensão durante a inspeção técnica, comunicar ao acessante o resultado da medição de que trata a alínea “a”, as providências a serem tomadas pela distribuidora e o prazo estimado para a regularização de tensão, no prazo máximo de 15 (quinze) dias a partir da data da reclamação; quando a distribuidora adotar providências para a regularização do nível de tensão durante a inspeção técnica, efetuar medição instantânea no ponto de conexão do valor eficaz de duas leituras, com um intervalo mínimo de 5 (cinco) minutos entre elas, comunicando ao acessante o resultado da medição e as providências tomadas para regularização, no prazo máximo de 15 (quinze) dias a partir da reclamação; informar ao acessante, nos comunicados citados na alíneas “b”, “c” e “d”, a data e o horário da medição instantânea, os valores de tensão medidos, as faixas de valores adequados, precários e críticos para aquele acessante e, no caso de consumidor, também o seu direito de receber uma compensação caso haja violação dos limites dos indicadores DRP e DRC apurados mensais; caso o resultado da medição referenciada na alínea "d" apresente valores nas faixas de tensão precária ou crítica, comunicar ao acessante o resultado da medição de que trata a alinea “a”, as providências a serem tomadas pela distribuidora e o prazo estimado para a regularização, no prazo máximo de 15 (quinze) dias a partir da data da reclamação; organizar registros, em arquivos individualizados, das reclamações sobre não-conformidade da qualidade da tensão, incluindo número de protocolo, data da reclamação do acessante, data e horário das medições instantâneas e os valores registrados; deverão ser registrados também os valores apurados de DRP e DRC das últimas quatro medições armazenadas no medidor na data da medição instantânea, providências para a regularização e data de conclusão, data de comunicação ao acessante do resultado da medição e, no caso de consumidor, o valor da compensação e o respectivo mês de pagamento; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA . a Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 36 de 88 10.3.2.1 Os dados de que tratam as alíneas “g" e “h” deverão estar disponibilizados, em meio magnético ou ótico, por período mínimo de 5 (cinco) anos, para fins de fiscalização da ANEEL e consulta dos consumidores. 10.3.3 | Procedimentos para regularização 10.3.3.1 Caso as medições de tensão indiquem valor de DRP superior ao DRPimie, ou valor de DRC superior ao DRCimie, estabelecidos no item 2.6 desta Seção, a distribuidora deve regularizar a tensão de atendimento, sem prejuízo do pagamento de compensação de que trata o item 2.7 e das sanções cabíveis pela fiscalização da ANEEL. 10.3.3.2 A regularização do nível de tensão para o caso de medição permanente será comprovada quando os valores de DRP e DRC mensais de que trata o item 2.5.1.6 forem inferiores aos valores de DRPimite € DRCimito. 10.3.3.3 A regularização do nível de tensão, para os casos de medição eventual, deve ser comprovada por nova medição, obedecendo ao mesmo período de observação, e o resultado final comunicado, por escrito, ao acessante, no prazo de até 30 (trinta) dias após o término da nova medição. 10.3.3.4 Será considerado como mês da efetiva regularização do nível de tensão, para os casos de medição eventual, aquele correspondente ao término da nova medição e que apresente valores de DRP e DRC inferiores aos valores de DRPimite € DRCiimite. 10.3.3.5 Quando a regularização do nível de tensão ocorrer no mesmo mês em que foi constatada a violação, para os casos de medição eventual, o consumidor fará jus à compensação de que trata o item 2.7, referente a este mês, para a qual deverão ser considerados os indicadores DRP e DRC obtidos da medição que constatou a violação. 10.3.3.6 Caso as reclamações tenham a mesma abrangência geoelétrica, sejam reincidentes e não transgridam os limites, a distribuidora deve observar ao disposto no item 10.4.2 desta Seção e, em seguida, atuar de formar a solucionar ou mitigar a causa do problema. 10.4 Distorções harmônicas, desequilíbrios de tensão, flutuação de tensão e variações de tensão de curta duração. 10.41 Quando da reclamação do acessante, associada às distorções harmônicas e/ou ao desequilíbrio de tensão e/ou à flutuação de tensão e/ou VTCD no ponto de conexão, a distribuidora deve observar o item 10.2 e: a) identificar as possíveis ocorrências no sistema elétrico que possam ter relação com o objeto da reclamação, analisando: ii | a reclamação com base nas informações prestadas pelo acessante; ii as informações disponíveis do sistema de distribuição; iii. os registros das medições, caso o acessante possua medição permanente; e iv. — outras informações disponíveis; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Produto 8.1 12 01/01/2021 37 de 88 b) caso não seja identificada relação de que trata a alínea “a”, continuar a investigação da causa que deu origem à reclamação de forma a avaliar se é interna às instalações do acessante, podendo realizar as seguintes análises: ii inspeção da rede de distribuição e do ponto de conexão; ii verificação da conformidade da instalação do acessante com o parecer de acesso, estudos e projetos aprovados; iii. | visita ao acessante e reunião com os responsáveis; c) caso seja identificada a relação de que trata a alínea “a” ou a causa intema de que trata a alinea “b”, continuar o processo conforme alíneas “e” e “f” e comunicar ao acessante o seu direito de solicitar medição conforme alínea “g” e o valor a ser cobrado pelo serviço; d) caso não seja identificada a causa do problema, a distribuidora realizará instalação de equipamento de medição no ponto de conexão, conforme alínea “g”; e) na análise das possíveis alternativas de solução ou mitigação do problema associado à reclamação, a distribuidora deve considerar a necessidade e a viabilidade técnica e econômica das ações para regularização. Também avaliar ações a serem desenvolvidas por parte do acessante, quando for o caso, visando a solução ou mitigação dos efeitos associados aos fenômenos de qualidade do produto; f encaminhar ao acessante, no prazo de 30 dias a partir da reclamação ou do final da medição, relatório contendo no mínimo as seguintes informações: ii detalhamento das análises de identificação do problema; ii relatório de medição, quando disponível conforme alínea “h”, iii as altemativas para solução ou mitigação do problema; iv. | as ações de atuação por parte da distribuidora e seus respectivos prazos; v. as ações de atuação por parte do acessante; 9) realizar medição de, no mínimo, 30 dias para a apuração dos indicadores da qualidade do produto e, caso o acessante tenha optado pela medição, o valor a ser cobrado pelo serviço. Continuar ou, quando for o caso, rever o processo conforme alíneas “e” e “f”, h) os resultados da medição deverão compor um relatório padronizado, que deve ser entregue no prazo máximo de 30 dias após o final da medição, contendo ao menos: ii | os valores dos respectivos indicadores e os resultados das medições; ii os limites e valor de referência existentes no regulamento; o relatório previsto na alínea “f”, somente para o(s) fenômeno(s) causador(es) do problema; iv. | quando foro caso, o detalhamento de todos os eventos de VTCD registrados no período de monitoramento, conforme Tabela 13. Tabela 13 — Detalhamento dos eventos de VTCD registrados no período de monitoração. Registro Amplitude | Duração | Tipo do | Evento correspondente registrado no (número Data Hora do evento | doevento | evento | Relatório Diário de Operação (RDO) sequencial) (pu) (a (ms) (8 da distribuidora, caso exista (s) 1 2 €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 40 de 88 11 ESTUDOS ESPECÍFICOS DE QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA PARA ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO 111 Os estudos específicos de qualidade da energia elétrica deverão avaliar o potencial impacto da conexão e operação do acessante. 114141 É obrigatória a realização dos estudos no caso de acessante potencialmente perturbador. 11.1.2 A distribuidora deve definir os tipos de instalações elétricas potencialmente perturbadoras. 11.2 As conclusões dos estudos e/ou recomendações deverão constar no parecer de acesso. 11.3 Caso se verifique nos estudos específicos que há problema de qualidade da energia elétrica, a instalação dos equipamentos de correção ou outras adequações necessárias deverão ser providenciadas pelo acessante e/ou acessada. 11.4 Requisitos e procedimentos para fins de acesso ao sistema de distribuição deverão observar o Módulo 3 do PRODIST. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Qualidade do Serviço Seção: 8.2 Revisão: 12 Data de Vigência: 01/01/2021 Página: 41 de 88 ANEXO |: Faixas de Classificação de Tensões — Tensões de Regime Permanente Tabela 1 — Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou superior a 230 kV. Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (TL) em Relação à Tensão de Referência (TR) Adequada 0,95TR<TL<1,05TR Precária O,93TR<TL<0,95TR ou 1,05TR<TL<S1,07TR Crítica TL<0,93TR ou TL>1,07TR Tabela 2 — Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (TL) em Relação à Tensão de Referência (TR) Adequada 0,95TR<TL<1,05TR Precária 0,90TR<TL<0,95TR ou 1,05TR<TL<S1,07TR Crítica TL<0,90TR ou TL>1,07TR Tabela 3 — Pontos de conexão em Tensão Nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (TL) em Relação à Tensão de Referência (TR) Adequada 0,93TR<TL<1,05TR Precária 0,90TR<TL<0,93TR Crítica TL<0,90TR ou TL>1,05TR Tabela 4 — Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (220/127) Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (Volts) Adequada (202<TL<231)/(117<TL< 133) Precária (191<TL<202 ou 231<TL<233) (10<TL<117 ou 133<TL< 135) Crítica (TL<191 ou TL>233)/(TL<110 ou TL>135) Tabela 5 — Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (380/220) Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (Volts) Adequada (350£TL<399)/(202<TL<231) Precária (331£TL<350 ou 399<TL<403) (191<TL<202 ou 231<TL<233) Crítica (TL<331 ou TL>403)(TL<191 ou TL>233) €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Qualidade do Serviço Seção: 8.2 Revisão: 12 Data de Vigência: Página: 01/01/2021 42 de 88 Tabela 6 — Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (254/127) Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (Volts) Adequada (234<TL<267)(117<TL< 133) Precária (221<TL<234 ou 267<TL<269) (10<£TL<117 ou 133<TL< 135) Crítica (TL<221 ou TL>269/(TL<110 ou TL>135) Tabela 7 — Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (440/220) Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (Volts) Adequada (405<TL<462)/(202<TL< 231) Precári (383<TL<405 ou 462<TL<466) recaria (191<TL<202 ou 231<TL<233) Crítica (TL<388 ou TL>466)(TL<191 ou TL>233) Tabela 8 — Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (208/120) Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (Volts) Adequada (191<TL<218)(110<TLS126) Precária (181£TL<191 ou 218<TL<220) (104STL<110 ou 126<TLS 127) Crítica (TL<181 ou TL>220)/(TL<104 ou TL>127) Tabela 9 — Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (230/115) Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (Volts) Adequada (212<TL<242)/(106STL< 121) Precária (200<TL<212) ou (242<TL< 244) (100£TL<106 ou 121<TL< 122) Crítica (TL<200 ou TL>244)/(TL<100 ou TL>122) Tabela 10 — Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (240/120) Tensão de Atendimento (TA) Faixa de Variação da Tensão de Leitura (Volts) Adequada (221<TL<252)/(110<TL<126) Precária (209<TL<221 ou 252<TL<254) (104£TL<110 ou 126<TL<£ 127) Crítica (TL<209 ou TL>254)(TL<104 ou TL>127) €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 45 de 88 24.7 Poderão ser divididas, mediante aprovação da ANEEL, SED com redes subterrâneas e 22 23 2.31 24 2.5 2.6 27 aéreas, devendo os conjuntos resultantes possuir número de unidades consumidoras superior a 1.000. Para as redes MT das distribuidoras que não possuam subestação com primário em AT, o conjunto deve ser composto pelas redes em MT de sua propriedade até o ponto de conexão com o agente supridor. Todas as unidades consumidoras e centrais geradoras atendidas em BT e MT deverão estar classificadas no mesmo conjunto de unidades consumidoras da subestação que as atendam, quando da aprovação de conjuntos por meio de resolução específica. As unidades consumidoras e centrais geradoras ligadas após a aprovação dos conjuntos de unidades consumidoras deverão ser classificadas de acordo com a área geográfica de abrangência dos conjuntos vigentes. A ANEEL, a qualquer momento, poderá solicitar à distribuidora a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras. Havendo alteração permanente na configuração do sistema que acarrete mudança nos conjuntos, a distribuidora deverá propor revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras, quando do estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade disposto no item 5.10 desta seção. Casos particulares em que a aplicação da regra definida no item 2.1 crie conjuntos desuniformes serão avaliados pela ANEEL. Os conjuntos serão caracterizados por atributos, os quais serão extraídos das BDGD enviadas anualmente pelas distribuidoras e de outras bases de dados disponíveis na ANEEL. 3 SISTEMA DE ATENDIMENTO ÀS RECLAMAÇÕES DOS ACESSANTES 3.1 3.2 A distribuidora deverá dispor de sistemas ou mecanismos de atendimentos emergenciais, acessíveis aos acessantes, para que estes apresentem suas reclamações quanto a problemas relacionados ao serviço de distribuição de energia elétrica, sem prejuízo do emprego de outras formas de sensoriamento automático da rede. As características do atendimento telefônico que a distribuidora deverá dispor estão estabelecidas em resolução específica. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Qualidade do Serviço Revisão: 12 Data de Vigência: 01/01/2021 Página: 46 de 88 4 INDICADORES DE TEMPO DE ATENDIMENTO ÀS OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS 41 4.2 43 44 4.5 4.51 O atendimento às ocorrências emergenciais deverá ser supervisionado, avaliado e controlado por meio de indicadores que expressem os valores vinculados a conjuntos de unidades consumidoras. Será avaliado o tempo médio de preparação, indicador que mede a eficiência dos meios de comunicação, dimensionamento das equipes e dos fluxos de informação dos Centros de Operação. Será avaliado o tempo médio de deslocamento, indicador que mede a eficácia da localização geográfica das equipes de manutenção e operação. Será avaliado o tempo médio de execução, indicador que mede a eficácia do restabelecimento do sistema de distribuição pelas equipes de manutenção e operação. Indicadores de tempo de atendimento. A distribuidora deverá apurar os seguintes indicadores: Tempo Médio de Preparação (TMP), utilizando a seguinte fórmula: S TP) TMP == n Tempo Médio de Deslocamento (TMD), utilizando a seguinte fórmula: STD TMD == n Tempo Médio de Execução (TME), utilizando a seguinte fórmula: STE() TME = Ei n Tempo Médio de Atendimento a Emergências (TMAE), utilizando a seguinte fórmula: TMAE = TMP + TMD + TME €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 47 de 88 4.5.2 4.6 4.6.1 4.6.2 Percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia (PNIE), utilizando a seguinte equação: NIE n PNIE = x 100 onde: TMP = tempo médio de preparação da equipe de atendimento de emergência, expresso em minutos; TP = tempo de preparação da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos; n = número de ocorrências emergenciais verificadas no conjunto de unidades consumidoras, no período de apuração considerado; TMD = tempo médio de deslocamento da equipe de atendimento de emergência, expresso em minutos; TD = tempo de deslocamento da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos; TME = tempo médio de execução do serviço até seu restabelecimento pela equipe atendimento de emergência, expresso em minutos; TE = tempo de execução do serviço até seu restabelecimento pela equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos; TMAE = tempo médio de atendimento a ocorrências emergenciais, representando o tempo médio para atendimento de emergência, expresso em minutos; PNIE = percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica, expresso em %; NIE = número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica. O período de apuração dos indicadores será mensal, correspondente aos meses do ano civil. Ocorrências emergenciais. A coleta de dados para o cálculo dos indicadores deverá considerar todas as ocorrências emergenciais, inclusive as correspondentes ao Dia Crítico e aquelas decorrentes de natureza improcedente, tais como: defeito intemo nas instalações dos acessantes e endereço da reclamação não localizado pelas equipes de atendimento de emergência. Na apuração dos indicadores não deverão ser considerados os atendimentos realizados pelas equipes de atendimento de emergência aos seguintes casos: solicitações de serviços em redes de iluminação pública; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Qualidade do Serviço Seção: 8.2 Revisão: Data de Vigência: 12 01/01/2021 Página: 50 de 88 FLUXOGRAMA DO PROCESSO DE APURAÇÃO E AVALIAÇÃO DOS TEMPOS DAS OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS Necessidade de Avaliação dos Apuração e indicadores de Coleta d Expurgo de Distribuidora tempo das oletade | Ocorrências [+ ocorrências Dados não emergenciais Consideradas Cálculo dos Indicadores de tempo seauinte a Apuracão Avaliação Registro e Armazenamento | dados para a Envio dos : ; Continuação do processo ANEEL Y Recebimento Avaliação do ANEEL dos TP Desempenho da Indicadores Distribuidora Dados das Ocorrências Indicadores: Arquivo de Avaliação do Produtos Ocorrências Emergenciais TMP Dados das Desempenho Gerados Emergenciais para Cálculo TMD Ocorrências da Distribuidora dos TME Emergenciais Indicadores TMAE PNIE €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 51 de 88 5 INDICADORES DE CONTINUIDADE DO SERVIÇO DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELETRICA 5.1 5.2 5.3 Por meio do controle das interrupções, do cálculo e da divulgação dos indicadores de continuidade de serviço, as distribuidoras, os consumidores, as centrais geradoras e a ANEEL podem avaliar a qualidade do serviço prestado e o desempenho do sistema elétrico. Nesta seção são estabelecidos os indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica quanto à duração e frequência de interrupção. Os indicadores deverão ser calculados para períodos de apuração mensais, trimestrais e anuais, com exceção do indicador DICRI, que deverá ser apurado por interrupção ocorrida em Dia Crítico. 5.4 Indicadores de continuidade individuais. 5.41 a) Deverão ser apurados para todas as unidades consumidoras ou por ponto de conexão, os indicadores de continuidade a seguir discriminados: Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DIC), utilizando a seguinte fórmula: DIC = 5 t(i) = Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (FIC), utilizando a seguinte fórmula: FIC=n Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DMIC), utilizando a seguinte fórmula: DMIC = fi) max Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora ou por ponto de conexão (DICRI), utilizando a seguinte fórmula: DICRI = terítico onde: DIC = duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 52 de 88 5.4.2 FIC = frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expressa em número de interrupções; DMIC = duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora; DICRI = duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora; i= índice de interrupções da unidade consumidora ou por ponto de conexão no período de apuração, variando de 1 a n; n = número de interrupções da unidade consumidora ou por ponto de conexão considerado, no período de apuração; t(i) = tempo de duração da interrupção (i) da unidade consumidora considerada ou do ponto de conexão, no período de apuração; t(i) max = valor correspondente ao tempo da máxima duração de interrupção contínua (i), no período de apuração, verificada na unidade consumidora ou no ponto de conexão considerado, expresso em horas e centésimos de horas; torítico = duração da interrupção ocorrida em Dia Crítico. Para a unidade consumidora que agregue os Pontos de Iluminação Pública (PIP) conectados na rede de distribuição sem medição da distribuidora deverão ser apurados os seguintes indicadores: Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DIC), utilizando a seguinte fórmula: — XE DICG) Cc DIC Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (FIC), utilizando a seguinte fórmula: És FIC(D) Cc FIC — onde: Dic(i) = Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora atendida em BT, localizada em área urbana e faturada nos conjuntos que atendem ao Município, excluindo-se as centrais geradoras; FIC(i) = Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora, atendida em BT, localizada em área urbana e faturada nos conjuntos que atendem ao Município, excluindo-se as centrais geradoras; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 55 de 88 5.6.2.5 5.6.2.6 5.6.2.7 vi. 5.6.2.8 5.6.2.9 As interrupções de que tratam os incisos v e vi do item 5.6.2.2 deverão ser descritas em detalhes, com a identificação dos locais ou áreas atingidas, fornecendo uma avaliação pormenorizada da impossibilidade de atendimento. Não serão consideradas as interrupções provenientes da transmissora ou distribuidora acessada como Interrupção em Situação de Emergência. Das interrupções descritas no item 5.6.2.2, deverão ser apurados os seguintes indicadores: DECie e FECine — DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida em situação de emergência; DECic e FECic — DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada, ocorrida em Dia Crítico e não ocorrida nas situações descritas nos incisos iii, v e vii do item 5.6.2.2; DECio e FECino — DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida nas situações descritas nos incisos v e vii do item 5.6.2.2; DECic e FECip: — DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, programada, ocorrida em Dia Crítico; DECxpc e FECxc — DEC ou FEC devido a interrupção de origem externa ao sistema de distribuição, programada, ocorrida em Dia Crítico; DECsne e FECxnc — DEC ou FEC devido a interrupção de origem externa ao sistema de distribuição, não programada, ocorrida em Dia Crítico. A estratificação das interrupções de longa duração nos indicadores apresentados anteriormente pode ser visualizada na Figura 1. Os indicadores de cor cinza não compõem os indicadores DEC e FEC. IP Vu x V XPC IPC IND INO INE Figura 1 — Estratificação das interrupções de longa duração. NP XN XNC INC Os eventos que ensejarem interrupções de que trata o inciso iii do item 5.6.2.2 deverão ser descritos em detalhes, com no mínimo as informações definidas no item 5.12.1, que devem estar disponíveis em até dois meses após o período de apuração das interrupções. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 56 de 88 5.6.2.10 A distribuidora deve possuir procedimentos específicos para atuação em contingência devido 5.6.2.11 5.6.3 5.6.3.1 vi. vil. 5.6.3.2 5.6.3.3 5.6.3.4 a eventos que acarretem interrupções significativas, mesmo que essas interrupções não se enquadrem nos incisos iii e vi do item 5.6.2.2. O enquadramento das interrupções em um dos incisos que trata o item 5.6.2.2 não exime a distribuidora em atuar de forma eficiente para o restabelecimento do fornecimento de energia elétrica. Apuração dos indicadores individuais. Na apuração dos indicadores DIC e FIC devem ser consideradas todas as interrupções, admitidas apenas as seguintes exceções: falha nas instalações da unidade consumidora ou da central geradora que não provoque interrupção em instalações de terceiros; interrupção decorrente de obras de interesse exclusivo do consumidor ou da central geradora e que afete somente a unidade consumidora do mesmo; Interrupção em Situação de Emergência; suspensão por inadimplemento do consumidor ou da central geradora ou por deficiência técnica e/ou de segurança das instalações da unidade consumidora ou da central geradora que não provoque interrupção em instalações de terceiros, previstas em regulamentação; vinculadas a programas de racionamento instituídos pela União; ocorridas em Dia Crítico; oriundas de atuação de Esquema Regional de Alívio de Carga estabelecido pelo ONS. Na apuração do indicador DMIC, além das interrupções referidas no item 5.6.3.1, também não deverão ser consideradas aquelas oriundas de desligamentos programados, desde que sejam atendidas as seguintes condições: os consumidores e centrais geradoras sejam devidamente avisados; o início e o fim da interrupção estejam compreendidos no intervalo programado. Na apuração do indicador DICRI não serão consideradas as interrupções previstas no item 5.6.3.1, com exceção do inciso vi. Na apuração do indicador DICRI de unidade consumidora ou central geradora atendida em AT, deve-se considerar os dias críticos apurados para o conjunto de unidades consumidoras de sua localização geográfica. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 57 de 88 5.6.3.5 A apuração das interrupções de curta e de longa duração é realizada por meio dos sistemas 5.6.3.5.1 5.6.3.5.2 5.6.3.5.3 5.6.3.6 de medição permanente de que trata o item 3.3.2 da Seção 5.1 do Módulo 5 ou de qualidade da energia elétrica, conforme Seção 8.1, quando esses forem disponíveis. Considera-se que há interrupção sempre que a tensão de fornecimento for igual ou inferior a 70% (setenta por cento) da tensão nominal. A apuração dos indicadores de continuidade individuais deve considerar, obrigatoriamente, as interrupções de longa duração registradas pelo sistema de medição permanente. Admite-se diferença entre os valores registrados pela medição permanente e os valores dos indicadores efetivamente apurados se ocorrer uma das situações previstas no item 5.6.3.1. A razão da divergência deve ser justificada ao consumidor no momento da apresentação da apuração. Nas unidades consumidoras em que não houver sistema de medição permanente, os registros de início e término da interrupção devem corresponder às informações mais precisas dentre todas aquelas disponíveis na distribuidora, considerando, inclusive, as medições permanentes de outras unidades consumidoras. 5.7 Aviso de interrupções. 5.71 A distribuidora deverá avisar a todos os consumidores e centrais geradoras da respectiva área de concessão ou permissão sobre as interrupções programadas, informando a data da interrupção e o horário de início e término, observando os seguintes procedimentos: unidades consumidoras e centrais geradoras atendidas em tensão superior a 1 kV e inferior a 230 kV, com demanda contratada igual ou superior a 500 kW: os consumidores e centrais geradoras deverão receber o aviso por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 5 (cinco) dias úteis em relação à data da interrupção; unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 69kV que prestem serviço essencial: os consumidores deverão receber o aviso por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 5 (cinco) dias úteis em relação à data da interrupção; unidades consumidoras atendidas em tensão superior a 1 kV e inferior a 230 kV com demanda contratada inferior a 500 kW e unidades consumidoras atendidas em tensão igual ou inferior a 1 kV e que exerçam atividade comercial ou industrial: os consumidores deverão receber o aviso por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 3 (três) dias úteis em relação à data da interrupção, desde que providenciem o cadastro na distribuidora para receberem esse tipo de serviço; outras unidades consumidoras e centrais geradoras: deverão ser avisados por meios eficazes de comunicação de massa, informando a abrangência geográfica ou, a critério da distribuidora, por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 72 (setenta e duas) horas em relação ao horário de início da interrupção. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 60 de 88 ” [PEC 4 Cro axu à] FEC ama = DCcreo amar; = onde: DEC; = valor mensal do DEC, do conjunto i, com 2 (duas) casas decimais; FEC, = valor mensal do FEC, do conjunto i, com 2 (duas) casas decimais; DECuensa = valor mensal global do DEC, no mês de referência, com 2 (duas) casas decimais; FECuensa = valor mensal global do FEC, no mês de referência, com 2 (duas) casas decimais; DECram = valor trimestral global do DEC, no trimestre de referência, com 2 (duas) casas decimais; FECram = valor trimestral global do FEC, no trimestre de referência, com 2 (duas) casas decimais; DECram | = valor do DEC, trimestral do conjunto i, com 2 (duas) casas decimais; FECram ; = valor do FEC, trimestral do conjunto i, com 2 (duas) casas decimais; DECanua | = valor do DEC, anual do conjunto i, com 2 (duas) casas decimais; FECanua | = valor do FEC, anual do conjunto i, com 2 (duas) casas decimais; DECanua = valor anual global do DEC, no ano de referência, com 2 (duas) casas decimais; FECanua = valor anual global do FEC, no ano de referência, com 2 (duas) casas decimais; Cc; = número de unidades consumidoras faturadas e atendidas em BT ou MT do conjunto i, no mês de referência; Ccwen Trim | = média aritmética do número de unidades consumidoras faturadas e atendidas em BT ou MT do conjunto i, com 2 (duas) casas decimais, para o período trimestral; Ccmen Anual i = média aritmética do número de unidades consumidoras faturadas e atendidas em BT ou MT do conjunto i, com 2 (duas) casas decimais, para o período anual; M = número total de conjuntos considerados para o cálculo do indicador global. 5.8.5 Indicador de desempenho global de continuidade 5.8.5.1 O indicador de desempenho global de continuidade é um indicador com periodicidade anual, calculado de acordo com as seguintes etapas: a) cálculo dos indicadores anuais globais DEC e FEC da distribuidora, tanto dos valores apurados quanto dos limites; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 61 de 88 b) cálculo do desempenho relativo anual para os indicadores DEC e FEC, que consiste na razão do valor apurado pelo limite dos indicadores; c) cálculo do desempenho relativo global, que consiste na média aritmética simples entre os desempenhos relativos anuais dos indicadores DEC e FEC, com duas casas decimais; e d) apuração do indicador de desempenho global de continuidade, obtido após a ordenação, de forma crescente, dos desempenhos relativos globais das distribuidoras. 5.8.5.2 A ANEEL publicará em abril de cada ano o indicador de desempenho global de continuidade das concessionárias de distribuição, podendo dividi-las em grupos, para melhor classificação das mesmas. 5.9 Fluxograma do processo de apuração. 5.9.1 A seguir é apresentado o fluxograma do processo de apuração e avaliação dos indicadores de continuidade: €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 Página: 62 de 88 FLUXOGRAMA DO PROCESSO DE APURAÇÃO E AVALIAÇÃO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE Até o último dia útil do mês seguinte a Após o mês seguinte apuração de apuração Necessidade Apuração e ai de Avaliação Expurgo de Cálculo dos Avaliação Envio dos inuação d Distribuidora dos Coletade | y] “Interrupções Indicadores |» Registro e -» dados para a Conimacão º Indicadores Dados não de Armazenamento ANEEL Consideradas Continuidade j Recebimento dos indicadores Avaliação do coletivos (DEC desempenho ANEEL e FEC) da distribuidora Dados de Indicadores: Produtos sonda Interrupções DEC FEC Arquivo de Avaliação e Gerados Programadas para Cálculo DIC, FIC, “Dados das divulgação do e Acidentais “dos DMIC e interrupções desempenho Indicadores DICRI da distribuidora €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 65 de 88 b) Para o DMIC: Valor = DMI — pMicpx EUSDmédio kei MICp 730 c) Parao FIC: Valor = HO 1|DICpx EUSDmédio, kei FICp 73 d) Para o DICRI: Valor = DICRIv O 1 |DICRIpx EUSDmédio kei DICRIp 730 Onde: DICv = duração de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expressa em horas e centésimos de hora; DICp = limite de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de duração de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expresso em horas e centésimos de hora; DMICv = duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expressa em horas e centésimos de hora; DMICp = limite de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expresso em horas e centésimos de hora; FiCv = frequência de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expressa em número de interrupções; FiCp = limite de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de frequência de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expresso em número de interrupções e centésimo do número de interrupções; DICRIv = duração da interrupção individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora; DICRIp = limite de continuidade estabelecido para o indicador de duração da interrupção individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão, expresso em horas e centésimos de hora; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 66 de 88 ii | EUSDmédio = média aritmética dos encargos de uso do sistema de distribuição correspondentes aos meses do período de apuração do indicador; 730 = número médio de horas no mês; Kei = coeficiente de majoração cujo valor deve ser fixado em: i. 15 (quinze), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendidos em Baixa Tensão; ii. 20 (vinte), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendidos em Média Tensão; 27 (vinte e sete), para unidade consumidora ou ponto de conexão atendidos em Alta Tensão. 5.11.6 Critérios para aplicação das compensações. 5.11.6.1 Para unidades consumidoras com CCD e distribuidoras conectadas ao sistema de distribuição, as compensações associadas às violações dos limites de continuidade DIC, FIC, DMIC e DICRI por ponto de conexão, deverão ser estabelecidas nos respectivos contratos, obedecendo aos critérios deste Módulo. 5.11.6.2 No caso de compensação ao consumidor, a central geradora ou à distribuidora, referente à violação do DIC ou FIC, deverão ser observados os critérios a seguir: a) quando da violação dos limites trimestral ou anual, o montante a ser compensado deverá ser calculado proporcionalmente, multiplicando-se o resultado obtido da fórmula de cálculo da compensação pelo quociente entre a soma dos valores apurados dos indicadores mensais que não foram violados e o valor apurado do indicador trimestral ou anual. b) quando os limites trimestrais ou anuais tiverem sido violados e os valores mensais apurados não violados forem nulos, a compensação referente ao período de apuração trimestral ou anual, deverá corresponder à diferença dos montantes calculados para essa compensação e os montantes mensais de cada indicador já creditados ao consumidor ou à distribuidora; c) quando todos os limites dos indicadores mensais de uma unidade consumidora ou distribuidora tiverem sido violados em um trimestre ou em um ano, e as compensações mensais já tenham sido devidamente creditadas, as compensações referentes aos períodos de apuração trimestral ou anual deverão corresponder à diferença dos montantes calculados para essas compensações e os montantes mensais de cada indicador já creditados aos consumidores, às centrais geradoras ou à distribuidora. 5.11.6.3 Para efeito de aplicação de eventual compensação, quando da violação dos limites estabelecidos, deverão ser consideradas as seguintes situações: a) o valor mínimo da compensação no caso de violação do limite do indicador de continuidade individual será R$ 0,01 (um centavo de real); b) o valor máximo da compensação, associada à violação do limite do indicador de continuidade individual, será: c) 10 (dez) vezes o valor do “EUSDmédio”, no caso de violação de limite mensal; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 67 de 88 5.12 5.121 30 (trinta) vezes o valor do “EUSDmédio”, no caso de violação de limite trimestral; 120 (cento e vinte) vezes o valor do “EUSDmédio”, no caso de violação de limite anual. quando ocorrer violação do limite de mais de um indicador de continuidade individual DIC, FIC e DMIC, no período de apuração, deverá ser considerado, para efeito de compensação, aquele indicador que apresentar o maior valor de compensação, após aplicação dos critérios definidos no item 5.11.6. quando ocorrer violação do indicador DICRI, a compensação deverá ser realizada sem prejuízo das compensações a serem pagas por violação dos indicadores DIC, FIC e DMIC, podendo inclusive haver compensação referente a mais de uma violação do limite do indicador DICRI no mesmo mês. Nesse caso, a compensação a ser paga é a soma das compensações calculadas para cada violação. Procedimentos de coleta, armazenamento e envio dos indicadores de continuidade e compensações realizadas. A coleta e armazenamento dos dados de interrupções devem atender as seguintes diretrizes: os dados das interrupções de longa duração e os indicadores deles provenientes deverão ser mantidos na distribuidora por período mínimo de 5 (cinco) anos, para uso da ANEEL, das centrais geradoras e dos consumidores; para cada conjunto afetado por interrupções de longa duração deverão ser registradas as seguintes informações: ii número de unidades consumidoras do conjunto em cada mês da apuração; ii | código de identificação do conjunto; para cada interrupção de longa duração ocorrida no conjunto deverão ser registradas as seguintes informações: ii | código único da interrupção, estabelecido pela distribuidora; ii fato gerador; ii. | data, hora e minutos do início e restabelecimento da interrupção; iv. número de unidades consumidoras atingidas pela interrupção; v. código de identificação de cada unidade consumidora; vi. nível de tensão onde o fato gerador foi verificado. o fato gerador deverá ser classificado para fins de coleta e armazenamento de acordo com o Anexo Il desta seção. esses dados deverão estar disponíveis em meio digital e relacionados ao código de identificação de cada unidade consumidora; as exceções tratadas no item 5.6.2.2 deverão ter seus devidos registros comprobatórios armazenados na distribuidora por período de 5 (cinco) anos, para uso da ANEEL e dos acessantes; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 70 de 88 5.13.22 A distribuidora deverá informar na fatura dos consumidores e das centrais geradoras as informações referentes aos indicadores de continuidade individuais, conforme estabelecido em regulamento específico, além das seguintes informações: a) o direito do consumidor ou da central geradora de solicitar à distribuidora a apuração dos indicadores DIC, FIC, DMIC e DICRI a qualquer tempo; b) o direito do consumidor ou da central geradora de receber uma compensação, caso sejam violados os limites de continuidade individuais relativos à unidade consumidora ou central geradora, para apuração mensal, trimestral e anual. 5.13.2.1 As informações listadas no item 5.13.2 e a eventual compensação de que tratam os itens 5.11.1 e 5.11.2 devem corresponder ao mesmo período de apuração, e ser informadas em até dois meses após o referido período. 5.13.3 | A distribuidora deverá informar por escrito, em até 30 (trinta) dias, sempre que solicitados pelo consumidor ou pela central geradora, as seguintes informações: i | os indicadores individuais discriminados no item 5.4.1; ii o valor do EUSDmédio; e iii. as datas e horários de início e fim das interrupções ocorridas na unidade consumidora ou na central geradora, detalhando inclusive aquelas que foram expurgadas, relativas ao último período de apuração mensal, trimestral ou anual. 5.13.3.1 Para os indicadores DIC e FIC, deverão ser apurados e informados aos consumidores e às centrais geradoras os valores apurados e os respectivos limites mensais, trimestrais e anuais referentes ao último ano civil, bem como os valores mensais e trimestrais, até o mês subsequente à sua apuração, do ano em curso. 5.13.3.2 Para o indicador DMIC deverão ser apurados e informados aos consumidores e às centrais geradoras os valores apurados e os respectivos limites mensais referentes ao último ano civil, bem como os valores mensais, até o mês subsequente à sua apuração, do ano em curso. 5.13.3.3 Para o indicador DICRI deverão ser apurados e informados aos consumidores e às centrais geradoras os valores apurados e os respectivos limites referentes ao último ano civil, bem como os valores apurados, até o mês subsequente à sua apuração, do ano em curso. 6 INDICADORES DE CONTINUIDADE PARA TRANSMISSORAS DETENTORAS DE DIT E DISTRIBUIDORAS ACESSADAS POR OUTRAS DISTRIBUIDORAS 6.1 Disposições gerais. 6.1.1 A qualidade do serviço prestado pelas DIT ou por distribuidoras acessadas por outras distribuidoras é avaliada por meio de procedimentos para controle, registro, apuração e publicação dos indicadores de continuidade. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 71 de 88 6.1.2 A qualidade do serviço deve ser garantida pelo acessado, sendo avaliada através de 6.1.5.1 6.1.5.2 6.2 6.2.1 6.2.2 indicadores e limites de continuidade para os pontos de conexão, observados os aspectos de duração e frequência de interrupção. Os indicadores de continuidade devem ser calculados para períodos de observação mensais, trimestrais e anuais. Os indicadores de continuidade devem ser apurados para todos os pontos de conexão, observada a definição descrita no item 5.4 desta seção. As compensações em razão de violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão são aplicadas da seguinte forma: As compensações calculadas devido à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão de distribuidoras em DIT, seja por acesso direto ou por centrais geradoras ou unidades consumidoras, são descontadas no reajuste tarifário anual da transmissora acessada. As compensações pagas devido à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão dos acessos de distribuidoras a outras distribuidoras são contabilizadas em conta específica, e serão descontadas da receita requerida da distribuidora acessante, de acordo com regulamento específico. A ultrapassagem do limite de compensação anual referido no item 6.5.2.2 pode ser caracterizada como descumprimento das disposições regulamentares relativas à qualidade dos serviços de energia elétrica para fins de fiscalização, sujeita a aplicação de penalidade conforme regulamentação específica. Apuração dos indicadores de continuidade. Os indicadores de continuidade dos pontos de conexão devem ser apurados considerando as interrupções de longa duração. Na apuração dos indicadores de continuidade DIC e FIC dos pontos de conexão não são consideradas as situações descritas a seguir: ii falha nas instalações de responsabilidade do acessante que não provoque interrupção em outros pontos de conexão; ii desligamento de interesse exclusivo do acessante e que afete somente os pontos de conexão abrangidos pela solicitação; iii. desligamento por inadimplemento do acessante ou por deficiência técnica e/ou de segurança das instalações sob responsabilidade do acessante que não provoque interrupção em outros pontos de conexão; iv. interrupção motivada por caso fortuito ou de força maior, a ser comprovada documentalmente pelo acessado, para transmissoras detentoras de DIT; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 72 de 88 6.2.3 6.3 6.3.1 6.3.2 6.3.3 6.3.4 6.3.5 v. Interrupção em Situação de Emergência, para distribuidoras acessadas por outras distribuidoras; vi. atuação de Esquema Regional de Alívio de Carga, oriundas das instalações do acessado, estabelecido pelo ONS; vii. implantação de ampliações e reforços propostos pelo ONS e aprovados pela ANEEL, somente nos períodos em que forem feitos os desligamentos efetivamente necessários para implantação do empreendimento; viii. | eventos oriundos de instalações da Rede Básica, que afetar diretamente o desempenho do ponto de conexão suprido por concessionária de transmissão detentora de DIT; ix. período de até 3 (três) minutos necessário para realizar o religamento manual de linhas de transmissão cujo religamento automático esteja desativado por solicitação da distribuidora. Na apuração do indicador de continuidade DMIC dos pontos de conexão não são consideradas, além daquelas referidas no item 6.2.2, as interrupções motivadas por eventos oriundos das instalações do acessado em razão de desligamentos programados, devidamente comunicados aos acessantes, e com início e fim da interrupção compreendidos no intervalo programado. Procedimento de apuração dos indicadores de continuidade. A comunicação da ocorrência do evento ao acessado é de responsabilidade da distribuidora acessante, devendo seguir os procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST. No caso de não se dispor de mecanismos de supervisão que possibilitem identificar o momento exato da ocorrência da interrupção, os quais devem ser utilizados preferencialmente, a comunicação da ocorrência ao acessado define o momento em que a interrupção foi iniciada. Os agentes interessados em realizar programação de interrupção devem observar as disposições contidas no Módulo 4 do PRODIST, inclusive quanto aos prazos e condições. O período de apuração das interrupções constitui o espaço de observação da ocorrência das interrupções, e corresponde aos períodos de definição civil mensal, trimestral ou anual. Para o caso dos pontos de conexão em DIT e dos pontos de conexão entre distribuidoras, o processo de apuração deve ser: i. a distribuidora acessante deve contabilizar as interrupções ocorridas, gerando o Relatório dos Indicadores de Continuidade, o Relatório das Interrupções e o Relatório de Cálculo das Compensações discriminados por ponto de conexão, inclusive no que tange aos eventos programados e eventuais interrupções não contabilizadas no indicador; ii | a distribuidora acessante deve encaminhar os Relatórios mencionados, em versão preliminar, discriminados por ponto de conexão, para o acessado, até o 10º dia útil após o término do período de apuração; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 75 de 88 6.5.2.1 RDIT = receita das Demais Instalações de Transmissão - DIT interrompidas que estejam associadas ao ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente; kei = coeficiente de majoração, com valor de 0,5 (cinco décimos). O valor da "RDIT" corresponde à parcela equivalente ao duodécimo da soma das Receitas Anuais Permitidas (RAP) das Demais Instalações de Transmissão - DIT interrompidas sob responsabilidade da transmissora, associadas ao ponto de conexão verificado no período considerado, devendo ser obtido da seguinte forma: RDIT = RAPcomp - MUSTcont ' À, RAPexcl, MUsSTtotal: NPCC | “= NPCE, onde: RAPcomp = Parcela correspondente a um doze avos da Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso compartilhado com mais de uma distribuidora relacionada ao ponto de conexão desligado; MUSTcont = Montante de Uso do Sistema de Transmissão contratado pela distribuidora afetada pelo desligamento para acessar as Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso compartilhado com mais de uma distribuidora relacionada ao ponto de conexão desligado; MUSTtotal = Montante de Uso do Sistema de Transmissão total contratado por todas as distribuidoras para acessar as Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso compartilhado com mais de uma distribuidora relacionada ao ponto de conexão desligado; NPCC = Quantidade de Pontos de Conexão da distribuidora afetada pelo desligamento que se conectam diretamente às Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso compartilhado com mais de uma distribuidora relacionada ao ponto de conexão desligado; RAPexcli = Parcela correspondente a um doze avos da Receita Anual Permitida de um determinado conjunto de Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo que são compartilhadas por uma mesma quantidade de Pontos de Conexão relacionada ao ponto de conexão desligado; NPCEi = Quantidade de Pontos de Conexão da distribuidora afetada pelo desligamento que compartilham um mesmo conjunto de Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo relacionada ao ponto de conexão desligado; i = determinado conjunto de Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo relacionada ao ponto de conexão desligado que compartilham a mesma quantidade de pontos de conexão da distribuidora afetada pelo desligamento; N = quantidade total de conjuntos de Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo relacionada ao ponto de conexão desligado que compartilham a mesma quantidade de pontos de conexão da distribuidora afetada pelo desligamento. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 76 de 88 6.5.2.2 6.5.3 O valor líquido devido de compensação, associada à violação do limite do indicador de continuidade do ponto de conexão, corresponde ao maior valor bruto encontrado dentre os indicadores aplicáveis ao período de apuração, e é limitado à: i. no caso de violação de limite mensal, a 50% do valor da “RDIT”; ii | no caso de violação de limite trimestral, ao valor correspondente a diferença positiva entre 50% (cinquenta por cento) do somatório da “RDIT” correspondente ao trimestre e o somatório dos valores líquidos devidos mensais correspondente ao trimestre; iii | no caso de violação de limite anual, ao valor correspondente a diferença positiva entre 50% (cinquenta por cento) do somatório da “RDIT”" correspondente ao ano e o somatório dos valores líquidos devidos mensais e trimestrais. O cálculo da compensação dos pontos de conexão entre distribuidoras deve observar a seguinte formulação: vedic =|| PO 4 | prcp DIC p FICv | 1 Vijie= ( FICp vBdmic =|| PMIC 4 |. pyicp DMICp EUSDmédio Ê [>>> | kei 730 «DIC, r 730 E . [>>> | -kei EUSDmédio . «| | kei 730 onde: VBdic = valor bruto da compensação em razão de ultrapassagem correspondente ao indicador DIC no ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente; VBfic = valor bruto da compensação em razão de ultrapassagem correspondente ao indicador FIC no ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente; VBdmic = valor bruto da compensação em razão de ultrapassagem correspondente ao indicador DMIC no ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente; DICv = valor apurado do DIC do ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora; DICp = valor limite do DIC do ponto de conexão, estabelecido no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora; FICv = valor apurado do FIC do ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em número de interrupções; €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 77 de 88 6.5.3.1 6.5.3.2 6.5.3.3 6.5.3.4 FICp = valor limite do FIC do ponto de conexão, estabelecido no período considerado, expresso em número de interrupções; DMICv = valor apurado do DMIC do ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora; DMICp = valor limite do DMIC do ponto de conexão, estabelecido no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora; EUSDmédio = média aritmética do encargo de uso do sistema de distribuição associado ao ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente; 730 = número de horas médio mensal; kei = coeficiente de majoração, com valor de 27 (vinte e sete). Quando for calculado um valor bruto de compensação a ser paga em razão de ultrapassagem de um determinado indicador trimestral ou anual para um ponto de conexão, deve ser apurada como valor líquido a diferença positiva entre o valor bruto calculado do trimestre ou ano e a soma das compensações mensais correspondentes ao período e indicador já ressarcidas à distribuidora acessante. O valor líquido devido no caso das compensações mensais corresponde ao maior valor bruto encontrado dentre os indicadores aplicáveis ao período de apuração. O valor líquido devido no caso das compensações trimestrais e anuais corresponde ao maior valor líquido encontrado dentre os indicadores aplicáveis ao período de apuração. O valor líquido devido de compensação, associada à violação do limite do indicador de continuidade do ponto de conexão, será limitada à: i. 5 (cinco) vezes o valor do “EUSDmédio" associado ao ponto de conexão, no caso de violação de limite mensal; ii 8 (oito) vezes o valor do “EUSDmédio” associado ao ponto de conexão, no caso de violação de limite trimestral; iii. 20 (vinte) vezes o valor do “EUSDmédio” associado ao ponto de conexão, no caso de violação de limite anual. 6.6 Procedimentos para armazenamento, registro, publicação e envio de informações. 6.6.1 6.6.2 Os processos relativos ao registro dos eventos, apuração dos indicadores e apuração das compensações devem ser realizados por meio de procedimentos auditáveis, contemplando desde a coleta dos dados de interrupção até o seu respectivo processamento quando da apuração dos indicadores e compensações. Os dados de interrupção, dos indicadores de continuidade e de compensação devem ser mantidos por um período mínimo de 5 (cinco) anos, para uso da ANEEL, do ONS e dos acessantes. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 80 de 88 Tabela 2 . a o Limite de Continuidade por Unidade C onsumidora ou Central Geradora Faixa de Vanação dos Limites | Unidades Consumidoras ou Centrais Geradoras situadas em áreas urbanas com Faixa Anuais de Indicadores de de Tensão Contratada: 1 kV < Tensão < 69 kV Continuidade dos Conjuntos — (DEC ou FEC) DIC (horas) FIC (interrupções) DMIC (horas) Anual Trim. Mensal | Anual Trim. Mensal Mensal 1 11,25 5,62 2,81 6,48 3,24 1,62 2,36 2 11,68 5,84 2,92 6,93 3,46 1,73 2,39 3 12,12 6,06 3,03 7,37 3,68 1,84 24 4 12,55 6,27 3,13 7,82 3,91 1,95 2,44 5 12,99 6,49 3,24 827 413 2,06 2,46 6 13,83 671 3,35 871 435 247 2,49 7 13,86 6,93 3,46 9,16 458 2,29 2,52 8 14,30 715 3,57 9,61 4,80 2,40 2,54 9 14,73 7,36 3,68 10,05 5,02 2,51 2,57 10 15,17 7,58 3,79 10,50 5,25 2,62 2,60 1 15,61 7,80 3,90 10,95 5,47 273 2,62 12 16,04 8,02 4,01 11,40 5,70 2,85 2,65 13 16,48 8,24 4,12 11,84 5,92 2,96 2,68 14 16,91 8,45 4,22 12,29 6,14 3,07 211 15 17,35 8,67 4,33 12,74 6,37 3,18 2,74 16 17,79 8,89 44 13,18 6,59 3,29 2,76 17 18,22 9,11 4,55 13,63 6,81 3,40 2,79 18 18,66 9,33 4,66 14,08 7,04 3,52 2,82 19 19,09 9,54 4m 14,52 7,26 3,63 2,85 20 19,53 9,76 4,88 14,97 Tas 3,74 2,88 >20 e <22 19,97 9,98 4,99 15,42 mM 3,85 2,91 >22e<2M 20,84 10,42 5,21 16,31 8,15 407 2,98 >24e <26 21,71 10,85 5,42 17,20 8,60 4,30 3,04 >26 e <28 22,58 11,29 5,64 18,10 9,05 452 3,10 >28e <30 23,45 11,72 5,86 18,99 9,49 414 317 >30 e<32 24,33 12,16 6,08 19,88 9,94 497 3,24 >32e<3M 25,20 12,60 6,30 20,78 10,39 5,19 3,31 >34e <36 26,07 13,03 6,51 21,67 10,83 54H 3,38 >36 e <38 26,94 13,47 6,73 22,57 11,28 5,64 3,45 >38 e <40 27,81 13,90 6,95 23,46 11,73 5,86 3,52 >40 e <45 29,34 14,67 7,33 25,02 12,51 6,25 3,55 >45 e <50 31,52 15,76 7,88 27,26 13,63 6,81 3,80 >50 e <55 33,70 16,85 8,42 29,49 14,74 7,37 4,06 >55 e <60 35,88 17,94 8,97 31,72 15,86 7,93 434 >60 e <65 38,06 19,03 9,51 33,96 16,98 8,49 4,64 >65e<70 40,24 20,12 10,06 36,19 18,09 9,04 4,96 >70 e <80 43,51 21,75 10,87 39,54 19,77 9,88 5,47 >80 e <90 47,87 23,93 11,96 44,01 22,00 11,00 6,23 >90 e <100 52,23 26,11 13,05 48,48 24,24 12,12 7,10 >100 e <110 56,59 28,29 14,14 52,95 26,47 13,23 807 >110 e <120 60,95 30,47 15,23 57,42 28,71 14,35 9,17 >120 63,13 31,56 15,78 59,65 29,82 14,91 9,77 €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 81 de 88 Tabela 3 Limite de Continuidade por Unidade Consumidora ou Central Geradora Faixa de variação dos Limites Unidades Consumidoras ou Centrais Geradoras atendidas por sistemas isolados ou Anuais de Indicadores de situadas em áreas não-urbanas com Faixa de Tensão Contratada: 1 kV < Tensão < 69 Continuidade dos Conjuntos kV. (DEC ou FEC) DIC (horas) FIC (interrupções) DMIC (horas) Anual Trim. Mensal | Anual Trim. Mensal Mensal 1 31,98 15,99 7,99 15,49 714 3,87 432 2 32,62 16,31 8,15 15,96 7,98 3,99 439 3 33,26 16,63 8,31 16,43 8,21 4,10 4,46 4 33,90 16,95 847 16,90 8,45 4,22 453 5 34,54 17,27 8,63 17,37 8,68 434 4,60 6 35,18 17,59 8,79 17,84 8,92 4,46 467 7 35,82 17,M 8,95 18,31 9,15 457 474 8 36,46 18,23 9,1 18,78 9,39 4,69 481 9 37,10 18,55 9,27 19,25 9,62 481 4,88 10 37,14 18,87 9,43 19,72 9,86 493 4,95 4 38,38 19,19 9,59 20,19 10,09 5,04 5,02 12 39,02 19,51 9,75 20,66 10,33 5,16 5,09 13 39,66 19,83 9,91 21,13 10,56 5,28 5,16 14 40,30 20,15 10,07 21,60 10,80 5,40 5,24 15 40,94 20,47 10,23 22,07 11,03 5,51 5,31 16 41,58 20,79 10,39 22,54 11,27 5,63 5,38 17 42,22 21,11 10,55 23,01 11,50 5,75 5,45 18 42,86 21,43 10,71 23,48 11,74 5,87 5,52 19 43,50 21,75 10,87 23,95 11,97 5,98 5,59 20 4414 22,07 11,03 24,42 1221 6,10 5,66 >20 e <22 44,78 22,39 11,19 24,90 12,45 6,22 5,73 >22e<24 46,06 23,03 11,51 25,84 12,92 6,46 5,87 >24 e <26 47,34 23,67 11,83 26,78 13,39 6,69 6,01 >26 e <28 48,61 24,30 12,15 27,72 13,86 6,93 6,15 >28 e <30 49,89 24,94 12,47 28,66 14,33 7,16 6,29 >30 e <32 51,17 25,58 12,79 29,60 14,80 7,40 6,43 >32e<34 52,45 26,22 1311 30,54 15,27 7,63 6,57 >34e <36 53,73 26,86 13,43 31,48 15,74 7,87 6,72 >36 e <38 55,01 27,50 13,75 32,42 16,21 8,10 6,86 >38 e <40 56,29 28,14 14,07 33,36, 16,68 8,34 7,00 >40 e <45 58,53 29,26 14,63 35,01 17,50 875 7,24 >45 e <50 61,73 30,86 15,43 37,36 18,68 9,34 7,60 >50 e <55 64,92 32,46 16,23 39,71 19,85 9,92 7,95 >55 e <60 68,12 34,06 17,03 42,06 21,03 10,51 8,30 >60 e <65 71,32 35,66 17,83 44,42 22,21 11,10 8,65 >65 e <70 74,52 37,26 18,63 46,77 23,38 11,69 9,01 >70 e <80 79,32 39,66 19,83 50,30 25,15 12,57 9,54 >80 e <90 85,71 42,85 21,42 55,00 27,50 13,75 10,24 >90 e <100 92,11 46,05 23,02 59,70 29,85 14,92 10,95 >100 e <110 98,50 49,25 24,62 64,4 32,20 16,10 11,65 >110 e <120 104,90 52,45 26,22 69,11 34,55 17,27 12,36 >120 108,10 54,05 27,02 71,46 35,73 17,86 1211 €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 82 de 88 Tabela 4 . = o Limite de Continuidade por Unidade Consumidora ou Central Geradora Faixa de variação dos Limites Unidades Consumidoras ou Centrais Geradoras com Tensão Contratada < 1 kV Anuais de Indicadores de situadas em áreas urbanas Continuidade dos Conjuntos — — (DEC ou FEC) DIC (horas) FIC (interrupções) DMIC (horas) Anual Trim. Mensal Anual Trim. Mensal Mensal 1 16,00 8,00 4,00 11,20 5,60 2,80 2,09 2 16,47 8,23 41 11,45 5,72 2,86 2,18 3 16,95 8,47 423 11,70 5,85 2,92 2,26 4 17,43 871 435 11,95 5,97 2,98 2,35 5 17,91 8,95 447 12,20 6,10 3,05 2,43 6 18,38 9,19 459 12,45 6,22 311 2,52 7 18,86 9,43 4 12,70 6,35 317 2,60 8 19,34 9,67 483 12,95 6,47 3,23 2,69 9 19,82 9,91 495 13,20 6,60 3,30 2117 10 20,30 10,15 5,07 13,45 6,72 3,36 2,86 1 20,77 10,38 5,19 13,70 6,85 3,42 2,94 12 21,25 10,62 5,31 13,95 6,97 3,48 3,03 13 21,73 10,86 5,43 14,20 710 3,55 31 14 22,21 11,10 5,55 14,45 7,22 3,61 3,20 15 22,69 11,34 5,67 14,70 7,35 3,67 3,29 16 23,16 11,58 5,79 14,95 747 373 3,37 17 23,64 11,82 5,91 15,20 7,60 3,80 3,46 18 24,12 12,06 6,03 15,45 772 3,86 3,54 19 24,60 12,30 6,15 15,70 7,85 3,92 3,63 20 25,08 12,54 6,27 15,96 7,98 3,99 31 >20 e <22 25,89 12,94 6,47 16,47 823 41 3,80 >22e<2M 27,48 13,74 6,87 17,42 871 435 3,97 >24e <26 29,06 14,53 7,26 18,37 9,18 459 4,14 >26 e <28 30,65 15,32 7,66 19,32 9,66 483 4,31 >28e <30 32,23 16,11 8,05 20,28 10,14 5,07 4,48 >30 e<32 33,82 16,91 845 21,23 10,61 5,30 4,65 >32e<3M 35,40 17,70 885 22,18 11,09 5,54 4,82 >34e <36 36,99 18,49 9,24 23,13 11,56 5,78 4,99 >36 e <38 38,57 19,28 9,64 24,08 12,04 6,02 5,16 >38 e <40 40,16 20,08 10,04 25,04 12,52 6,26 5,33 >40 e <45 42,93 21,46 10,73 26,70 13,35 6,67 5,63 >45 e <50 46,89 23,4 11,72 29,08 14,54 7,27 6,05 >50 e <55 50,86 25,43 12,11 31,46 15,73 7,86 6,48 >55 e <60 54,82 21,M 13,70 33,84 16,92 8,46 6,90 >60 e <65 58,78 29,39 14,69 36,22 18,11 9,05 7,33 >65e<70 62,74 31,37 15,68 38,60 19,30 9,65 7,75 >70 e <80 68,68 34,34 1717 4217 21,08 10,54 8,39 >80 e <90 76,61 38,30 19,15 46,93 23,46 11,73 9,24 >90 e <100 8453 42,26 21,13 51,69 25,84 12,92 10,09 >100 e <110 92,46 46,23 2311 56,45 28,22 1411 10,94 >110 e <120 100,38 50,19 25,09 61,21 30,60 15,30 11,80 >120 104,34 52,17 26,08 63,59 31,79 15,89 12,22 €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Serviço 8.2 12 01/01/2021 85 de 88 Origem Tipo Causa Detalhe Desligamento por segurança Falha de material ou equipamento Atuação de Sistema Especial de Proteção (SEP) Não identificada Alívio de carga |- Não classificada |. Programada - - Externa Não Próprias do Sistema | Atuação de Sistema Especial de Proteção (SEP) Programada Não classificada |. €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: - | Data de Vigência: Página: Qualidade do Tratamento de Reclamações 8.3 12 01/01/2021 86 de 88 SEÇÃO 8.3 - QUALIDADE DO TRATAMENTO DE RECLAMAÇÕES 1 OBJETIVO 141 Nesta seção será descrita a metodologia que estabelece os limites anuais do indicador de qualidade comercial FER — Frequência Equivalente de Reclamação para as distribuidoras. 2 METODOLOGIA DE ESTABELECIMENTO DOS LIMITES DO INDICADOR DE QUALIDADE FER — FREQUÊNCIA EQUIVALENTE DE RECLAMAÇÃO 21 O indicador FER é calculado conforme Resolução Normativa ANEEL nº 414, de 9 de setembro de 2010. 22 No estabelecimento dos limites de FER, utiliza-se uma análise comparativa de desempenho entre as distribuidoras, tendo como referência suas características e os dados históricos de reclamação encaminhados à ANEEL. 23 Para comparação entre as distribuidoras, será utilizada a média do histórico do indicador FER dos 4 (quatro) anos civis anteriores ao ano da revisão. 231 Para a aplicação da metodologia de estabelecimento dos limites, caso haja competências não informadas pela distribuidora, essas competências serão estimadas a partir da média dos valores das competências disponíveis dentro dos quatros anos civis anteriores. 2.4 Para aplicação da metodologia de estabelecimento dos limites de FER, as distribuidoras serão agrupadas da seguinte forma, de acordo com o número de unidades consumidoras: a) Grupo 1: distribuidoras com mais de 400.000 (quatrocentas mil) unidades consumidoras; b) Grupo 2: distribuidoras com mais de 60.000 (sessenta mil) até 400.000 (quatrocentas mil) unidades consumidoras; e c) Grupo 3: distribuidoras com até 60.000 (sessenta mil) unidades consumidoras. 25 Para aplicação da metodologia comparativa, qualquer distribuidora com valores de média do FER considerados extremos (outliers) serão excluídas da análise comparativa para estabelecimento dos limites. 2.6 Usando como base os valores da média do FER das distribuidoras, serão considerados extremos valores que superem os limites inferiores ou superiores obtidos pela aplicação das expressões a seguir para cada Grupo de distribuidoras: Limite Superior = Q3 + 1,5(03 - Q1) €D ANEEL AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA Procedimentos de Distribuição Assunto: Seção: Revisão: — | Data de Vigência: Página: Qualidade do Tratamento de Reclamações 8.3 12 01/01/2021 87 de 88 Limite Inferior = Q1 — 1,5*(Q3 — Q1) onde: Q1 = Primeiro Quartil (percentil 25%); e Q3 = Terceiro Quartil (percentil 75%). 2.7 A metodologia de estabelecimento dos limites anuais de FER compreende os seguintes estágios: a) Fixação das referências mínimas e máximas por grupo; b) Fixação das referências por distribuidora; e c) Estabelecimento dos limites. 3 FIXAÇÃO DAS REFERÊNCIAS MÍNIMAS E MÁXIMAS POR GRUPO 3.1 3.2 3.3 3.4 Na fixação das referências desta seção, serão desconsideradas as distribuidoras que possuem valores considerados extremos. A fixação de referências desta seção é feita observando o agrupamento de distribuidoras definido na seção anterior, o qual será denominado simplesmente por Grupo doravante. O estabelecimento dos valores de referência máximos do Grupo será feito até o quinto ano civil subsequente ao da revisão do limite. Os valores de referência máximos, para cada um dos Grupos, corresponderão aos percentis da Tabela 1, calculados a partir da média do histórico de FER do Grupo. Tabela 1 — Percentis de referência adotados para estabelecer os valores máximos permitidos para os 3.5 limites de FER. Valores Máximos 5º ano 1º ano 2º ano 3º ano 4º ano em diante 90% 85% 75% 65% 50% Os valores de referência mínimos, para cada um dos Grupos, corresponderão ao percentil 25 dos valores observados para a média do histórico de FER do Grupo. 4 FIXAÇÃO DAS REFERÊNCIAS POR DISTRIBUIDORA