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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ANEXO 1

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

25-A. Autoconsumo remoto: modalidade de participação no SCEE caracterizada por: Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

a) unidades consumidoras de titularidade de uma mesma pessoa física ou jurídica, incluídas matriz e filial; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

b) possuir unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras que recebem excedentes de energia; e Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

c) atendimento de todas as unidades consumidoras pela mesma distribuidora. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

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

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

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

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

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

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

32. Base de medições amostrais da distribuidora: total de unidades consumidoras sorteadas para medição amostral de tensão em regime permanente.33. Benefício Tarifário: desconto sobre as tarifas homologadas pela ANEEL ou de qualquer outra forma.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

46-A. Central geradora de fonte despachável: central geradora que pode ser despachada por meio de um controlador local ou remoto, com as seguintes características: Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

a) hidrelétrica de até 5 MW de potência instalada, incluídas aquelas a fio d'água que possuam viabilidade de controle variável de sua geração de energia; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

b) termelétrica de até 5 MW de potência instalada e classificadas como cogeração qualificada, à biomassa ou biogás; ou Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

c) fotovoltaica de até 3 MW de potência instalada, que apresentem capacidade de modulação de geração por meio de armazenamento de energia em baterias, em quantidade de, pelo menos, 20% da capacidade de geração mensal das unidades de geração fotovoltaicas, nos termos das Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

c) gerenciamento da carga.

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

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

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

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

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

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

100-A. Crédito de energia: excedente de energia não utilizado no ciclo de faturamento em que foi injetado e que não tenha sido objeto de compra pela distribuidora na forma prevista no art. 24 da Lei n° 14.300/2022; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

120. Dispositivo de bloqueio físico: sistema de travamento, preferencialmente feito no ponto de operação de dispositivos e equipamentos de manobra, visando proteger pessoas e equipamentos contra fontes de energia perigosas, manobradas acidentalmente.
121. Distorção harmônica individual: grandeza que expressa o valor eficaz de uma determinada componente harmônica, verificada em um determinado sinal, em relação ao correspondente valor eficaz da componente fundamental. em percentual.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

132. DTTi95%: valor do Indicador DTT1% que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

133. DTTp95%: valor do indicador DTTp% que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

146-A. Empreendimento com múltiplas unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída: conjunto de unidades consumidoras caracterizado por: Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

a) localização das unidades consumidoras em uma mesma propriedade ou em propriedades contíguas, sem separação por vias públicas, passagem aérea ou subterrânea, ou por propriedades de terceiros não integrantes do empreendimento; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

b) conexão da microgeração ou minigeração distribuída na unidade consumidora de atendimento das áreas comuns, distinta das demais, com a utilização da energia elétrica de forma independente; e Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

c) responsabilidade do condomínio, da administração ou do proprietário do empreendimento pela unidade consumidora em que se conecta a microgeração ou minigeração distribuída; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

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

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

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

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

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

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

152-A. Energia compensada: energia elétrica ativa consumida da rede e compensada pela energia elétrica ativa injetada, pelo excedente de energia e pelo crédito de energia utilizados no faturamento de unidade consumidora participante do Sistema de Compensação de Energia Elétrica, limitada ao montante de energia consumida da rede no ciclo de faturamento; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

165-A. Excedente de energia: diferença positiva entre a energia elétrica injetada e a energia elétrica consumida por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída, apurada por posto tarifário a cada ciclo de faturamento, exceto para o caso de empreendimento com múltiplas unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída ou geração compartilhada, em que o excedente de energia elétrica pode ser toda a energia gerada ou a injetada na rede de distribuição pela unidade consumidora, a critério do titular da unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

184-A. Geração compartilhada: modalidade de participação no SCEE caracterizada pela reunião de consumidores, por meio de consórcio, cooperativa, condomínio civil voluntário ou edilício, ou qualquer outra forma de associação civil instituída para esse fim, composta por pessoas físicas ou jurídicas que possuam unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

204. Interrupção: descontinuidade do neutro ou da tensão disponível em qualquer uma das fases de um circuito elétrico que atende a unidade consumidora ou ponto de conexão.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

235. Microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica que utilize fontes renováveis ou, conforme Resolução Normativa n° 1.031, de 26 de julho de 2022, de cogeração qualificada, conectada à rede de distribuição de energia elétrica por meio de unidade consumidora, da qual é considerada parte, com potência instalada em corrente alternada menor ou igual a 75 kW; Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

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

238. Minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica que utilize fontes renováveis ou, conforme Resolução Normativa n° 1.031, de 26 de julho de 2022, de cogeração qualificada, conectada à rede de distribuição de energia elétrica por meio de unidade consumidora, da qual é considerada parte, que possua potência instalada em corrente alternada maior que 75 kW e menor ou igual a: Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

a) 5 MW para as centrais geradoras de fontes despacháveis, exceto fotovoltaicas; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

b) 3 MW para as demais fontes não enquadradas como centrais geradoras de fontes despacháveis e para fotovoltaicas enquadradas como despacháveis; ou Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

c) 5 MW para unidades consumidoras já conectadas em 7 de janeiro de 2022 ou que tenham protocolado solicitação de orçamento de conexão, nos termos da Seção IX do Capítulo II do Título I, até 7 de janeiro de 2023, independentemente do enquadramento como centrais geradoras de fontes despacháveis. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

300. Ramal de entrada; conjunto de condutores e acessórios instalado pelo consumidor entre o ponto de conexão e a medição ou proteção de suas instalações de utilização.301. Rastreabilidade: característica dos resultados de medição ou dos valores de padrão que podem ser relacionados a referências constantes em padrões nacionais ou internacionais.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

327. Severidade da Flutuação de Tensão de Cuna Duração Percentil 95 - Pst95%: valor do indicador Pst que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

328. Severidade da Flutuação de Tensão de Longa Duração Pit: parâmetro derivado dos valores de

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

330. Sistema de Compensação de Energia Elétrica - SCEE: sistema no qual a energia elétrica ativa é injetada por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída na rede da distribuidora local, cedida a título de empréstimo gratuito e posteriormente utilizada para compensar o consumo de energia elétrica ativa ou contabilizada como crédito de energia de unidades consumidoras participantes do sistema. Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL – PRODIST

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

g) os pontos de interesse são: as barras secundárias das subestações de conexão com a rede básica e com as DIT; as barras de conexão das Instalações de centrais geradoras, de unidades consumidoras e de demais distribuidoras atendidos pelo SDAT; e as barras primárias das subestações de distribuição.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Critérios de segurança no SDAT
60. Após a ocorrência do distúrbio, passado o período transitório, o sistema elétrico deve atingir um novo ponto de operação, sem Violar as restrições operativas, tais como níveis de tensão e carregamento.

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

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

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

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

Critérios de carregamento para operação normal ou em emergência no SDAT
65. As redes e linhas do SDAT não devem exceder os limites de carregamento para condição normal ou de emergência.

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

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

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

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

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

Critérios de tensão para operação normal ou em emergencial no SDAT
71. Quanto aos valores das faixas de variação de tensão nos barramentos, a serem observados no planejamento do SDAT, estabelece - se que:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Critérios econômicos no planejamento do SDAT
83. Os estudos de natureza econômico - financeira, necessários ao planejamento da expansão do SDAT, têm por objetivo selecionar a alternativa de menor custo global, independentemente da propriedade dos ativos.

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

Critérios ambientais no planejamento do SDAT
85. Nos estudos do planejamento de longo prazo, para as instalações do SDAT e para as subestações de distribuição, a distribuidora deve atender as determinações das leis e dos regulamentos estabelecidos pelos órgãos ambientais, e considerar e. orno critério de planejamento os rostos e o cronograma associado ao licenciamento e implantação das ações mitigadoras.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

b) o nível de detalhamento do SDAT deve ser compatível com o escopo dos estudos;
c) os critérios de carregamento dos equipamentos do SDAT definidos nos itens 65 a 71;

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

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

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

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

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

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

98. Os estudos de transitórios eletromecânicos devem observar que:
a) esse período se caracteriza por oscilações de tensão em módulo e ângulo nos barramentos e por flutuações de potência nas linhas, transformadores e geradores;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

b) verificar os seguintes requisitos: atendimento às faixas de tensão estabelecidas; estratégias para o controle de tensão do SDAT; condições de carregamento dos componentes do sistema; e cargas impossibilitadas de serem atendidas.
112. Definidas as alternativas técnicas, os estudos de caráter econômico - financeiro, referidos nos itens 84 e 85, devem ser desenvolvidos considerando, entre outros:

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

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

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

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

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

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

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

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

Diretrizes para a expansão das SEO119. A expansão das SED deve considerar o planejamento do SDAT e do SDMT para a definição de sua localização, do número de barramentos secundários e das possíveis compensações de potência reativa, sendo exigidos estudos de natureza técnica, econômica e ambiental.

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

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

122. Os estudos de planejamento de SED devem considerar as seguintes etapas:
a) estudos elétricos;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Seção 3.1
Requisitos para Conexão de Microgeração e Minigeração Distribuída

Requisitos Gerais
6. A solicitação de conexão deve ser realizada por meio do formulário padronizado pela ANEEL, acompanhado dos documentos e informações pertinentes a cada caso, não sendo permitido à distribuidora solicitar documentos adicionais àqueles indicados nos formulários. Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

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

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

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

10. A distribuidora deve realizar a coleta e o envio à ANEEL das informações para registro de microgeração e minigeração distribuída, conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica. Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

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

11.1. Na definição da forma de conexão da microgeração ou minigeração distribuída, a distribuidora deve permitir a ligação com número de fases igual ou inferior à quantidade de fases de atendimento da unidade consumidora, observados os níveis de desequilíbrios de potência entre as fases estabelecidos em normas técnicas próprias. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

12. Os requisitos mínimos da interface com a rede da microgeração e minigeração distribuída estão indicados na Tabela 1. Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

REQUISITOS MÍNIMOS DA INTERFACE COM A REDE EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA PARA MICROGERAÇÃO OU MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA
Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

(1) Transformador de interface entre a unidade consumidora e rede de distribuição.
Para os casos em que a unidade consumidora possua transformador com capacidade de potência adequada para atender também a microgeração ou minigeração distribuída, não é necessário um transformador exclusivo.

(2) Instalado junto à microgeração ou minigeração distribuída de forma a possibilitar a desconexão física de todos os condutores ativos da usina.

(3) Elemento de interrupção automático com desconexão física, por meio de relé ou contator, instalado junto à microgeração ou minigeração distribuída acionado por proteção para microgeração distribuída e por comando e/ou proteção para minigeração distribuída.

(4) No caso de operação em ilha do elemento de interrupção deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição e as instalações elétricas internas à unidade consumidora, incluindo a parcela de carga e de geração, sendo vedada a conexão ao sistema da distribuidora durante a interrupção do fornecimento.

(5) O sistema de medição bidirecional deve, no mínimo, diferenciar a energia elétrica ativa consumida da energia elétrica ativa injetada na rede, atendendo às especificações estabelecidas no Módulo 5 do PRODIST.

TABELA 1-A

FUNÇÕES DE PROTEÇÃO JUNTO À INTERFACE DA MICROGERAÇÃO OU MINIGERAÇÃO
DISTRIBUÍDA
Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

(2) Não é necessário relé de ilhamento específico, podendo ser empregada uma lógica baseada em conjunto de funções de proteção que atuando coordenadamente realize a detecção de ilhamentos e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção.

(3) No caso de operação em ilha a proteção de anti-ilhamento deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição e as instalações elétricas internas à unidade consumidora, incluindo a parcela de carga e de geração, sendo vedada a conexão ao sistema da distribuidora durante a interrupção do fornecimento.

(4) Cabe à distribuidora definir no estudo técnico o tempo de reconexão, baseado em normas técnicas próprias e da ABNT.

12.1. Na determinação dos ajustes das funções de proteção, deve ser observado o eventual impacto da operação da microgeração ou minigeração distribuída sobre a Rede Básica e as DIT. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

12.2. Para microgeração ou minigeração distribuída classificada como microgeração ou minigeração distribuída que utiliza exclusivamente conversor eletrônico de potência para realizar a interface com a rede de distribuição, incluindo sistema de armazenamento de energia elétrica, o consumidor deve apresentar relatório de ensaio em língua portuguesa, atestando que todos os modelos utilizados tenham sido aprovados em ensaios de avaliação da sua conformidade com as normas técnicas brasileiras vigentes que avaliam a interface de conexão desses conversores com a rede de distribuição. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

12.2.1. Os ensaios a que se refere o item 12.2 devem ser realizados em laboratórios acreditados junto ao Inmetro ou acreditados em outros países que sejam signatários do acordo de reconhecimento mútuo da International Laboratory Association (ILAC MRA), e que possuam em seu escopo as referidas normas técnicas, na tensão nominal de conexão, de forma a atender aos requisitos de segurança e qualidade estabelecidos nesta seção. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

12.3. Caso não existam normas brasileiras vigentes que avaliem a interface de conexão dos conversores eletrônicos de potência com a rede de distribuição, para a fonte primária empregada ou para sistemas de armazenamento de energia elétrica, pode-se considerar uma norma internacional, desde que os ensaios sejam realizados para os mesmos níveis de tensão e frequência de atendimento da unidade consumidora.

12.4. Excepcionalmente, pelo prazo de 12 (doze) meses contados a partir da publicação deste item, a distribuidora deve aceitar os certificados atestando que os conversores eletrônicos de potência foram ensaiados e aprovados conforme normas técnicas brasileiras ou normas internacionais (no caso de ausência de normas brasileiras), considerando as características técnicas do sistema elétrico brasileiro, ou o número de registro da concessão do Inmetro para o modelo e a tensão nominal de conexão, de forma a atender aos requisitos de segurança e qualidade estabelecidos nesta seção. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

12.5. Nos sistemas que se conectam à rede por meio de conversores eletrônicos de potência, as funções de proteção relacionadas na Tabela 1-A podem estar inseridas nos referidos equipamentos, sendo a redundância de proteções desnecessária para microgeração distribuída. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

12.6 O conversor eletrônico de potência utilizado por microgeração ou minigeração distribuída classificada como microgeração ou minigeração distribuída deve ser instalado em local apropriado que permita o acesso da distribuidora. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

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

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

14. Revogado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

15. Revogado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(1) Chave seccionadora visível e acessível que a distribuidora usa para garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu sistema.

(2) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando ou proteção.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

85. Caso seja permitida a operação ilhada para central geradora, as condições devem ser estabelecidas no acordo operativo, observando os procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST.

86. Os recursos necessários à operação do ponto de conexão, tais como supervisão, comando, controle, comunicação e medição, devem ser disponibilizados pelo usuário, atendendo às características técnicas definidas pela distribuidora.

87. A especificação de todos os meios de comunicação que devem estar disponíveis para o relacionamento operacional entre a distribuidora e o usuário deve constar do acordo operativo.

87.1. Os recursos de comunicação devem atender aos requisitos mínimos definidos no Módulo 4 do PRODIST.

88.O intercâmbio de Informações e dados necessários às atividades de operação e manutenção das instalações de conexão deve ser detalhado no acordo operativo, em conformidade com os requisitos e procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST.

89. Devem constar do acordo operativo os nomes e dados das pessoas autorizadas por parte da distribuidora e do usuário para troca de informações sobre a operação e manutenção das instalações de conexão.

90. No acordo operativo deve constar a obrigação de comunicação formal sobre quaisquer alterações nas instalações da distribuidora e do usuário.

91. Eventuais distúrbios ocorridos no ponto de conexão, proveniente s das Instalações do usuário ou do sistema de distribuição acessado, devem ser investigados por meio de análise de perturbação, prevista no acordo operativo, observando os procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST.

91.1. Após o processo de análise de perturbações, caso não haja entendimento entre o usuário e a distribuidora quanto à definição de responsabilidades, as partes devem proceder conforme a seguir:

a) a distribuidora contrata um especialista e o usuário outro, sendo um terceiro nomeado de comum acordo pelos especialistas contratados pelas partes;

b) não havendo consenso quanto à escolha do terceiro especialista, a parte afetada o escolhe;

c) as partes devem colocar à disposição dos especialistas todas as informações e dados necessários para os trabalhos;

d) os 3 especialistas elaboram parecer no prazo de 30 dias com subsídios para solução das divergências;

e) recebido o parecer, as partes têm 10 dias úteis para aprová-lo ou rejeitá-lo, neste caso, apresentando os motivos e fundamentos da discordância por escrito;

f) havendo discordância quanto ao parecer dos especialistas, as partes têm mais 7 dias para se reunirem e acertarem as divergências;

g) todas as despesas decorrentes do processo de análise de perturbação, excetuando - se a remuneração dos especialistas, são de responsabilidade da parte a que o parecer resulte desfavorável e, não sendo identificadas as responsabilidades pela ocorrência, as despesas são divididas igualmente entre as partes; e

h) a remuneração dos especialistas é de responsabilidade da respectiva parte contratante, sendo a do terceiro especialista dividida igualmente entre as partes.

91.2. Indenizações por danos materiais diretos causados por uma parte à outra ou a usuários por quaisquer das partes, que se fizerem devidas nos termos do processo de análise de perturbações, são de responsabilidade do causador da perturbação, observados os casos específicos previstos na regulação.

Requisitos de Segurança da Conexão
92. O usuário e a distribuidora devem estabelecer normas de segurança a serem seguidas pelas equipes envolvidas na operação e manutenção do ponto de conexão, incluindo:

a) todos os procedimentos relacionados às rotinas de operação e manutenção;

b) a emissão e o cancelamento das ordens de serviço relativas aos equipamentos associados; e

c) as medidas de segurança para a execução de serviços envolvendo manobras elétricas, manutenções, reparos e procedimentos adequados ao ambiente de trabalho.

93. As normas para a execução de serviços no ponto de conexão devem incluir:

b) aterramento temporário do equipamento ou instalação no qual se executará o serviço;

94. Quando for permitida a operação ilhada de central geradora, as normas de segurança devem conter instruções específicas para essa situação.

95. As normas de segurança devem considerar aspectos relativos à segurança das instalações contra vandalismo e invasões.

96. O proprietário da instalação deve prover garantias de segurança contra acidentes no acesso à Instalação.

ANEXO 3.A DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7DE DEZEMBRO DE 2021

Revogado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

ANEXO 3.B DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7DE DEZEMBRO DE 2021

Revogado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

ANEXO 3.C DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021

Revogado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

RELACIONAMENTO OPERACIONAL PARA A MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL – PRODIST

MÓDULO 3
CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
CLÁUSULA PRIMEIRA: DO OBJETO

1. Este documento contém as principais condições referentes ao Relacionamento Operacional entre o proprietário de sistema de microgeração distribuída e responsável pela unidade consumidora que adere ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica (nome do proprietário) (CPF/ldentidade); (CNPJ/MF); (endereço da localização da microgeração); (Cidade); (Estado); (UF); e (número de referência da unidade consumidora) e a (nome/sigla) concessionária/permissionária de distribuição de energia elétrica.

2. Este documento prevê a operação segura e ordenada das instalações elétricas interligando o sistema de microgeração ao sistema de distribuição de energia elétrica da (sigla da distribuidora).

3. Para os efeitos deste Relacionamento Operacional são adotadas as definições contidas nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e nos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica. Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

4. Conforme Contrato de Fornecimento, Contrato de Uso do Sistema de Distribuição ou Contrato de Adesão disciplinado pelas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

5. Este Relacionamento Operacional aplica - se à interconexão de sistema de microgeração distribuída aos sistemas de distribuição.

6. Entende-se por microgeração distribuída a central geradora de energia elétrica que utilize fontes renováveis ou, conforme Resolução Normativa n° 1.031, de 26 de julho de 2022, de cogeração qualificada, conectada à rede de distribuição de energia elétrica por meio de unidade consumidora, da qual é considerada parte, com potência instalada em corrente alternada menor ou igual a 75 kW. Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

7. A estrutura responsável pela execução da coordenação, supervisão, controle e comando das instalações de conexão é composta por:

8. O sistema de microgeração compreende: Gerador (fonte); (capacidade instalada - kW); (descrição) conectado ao sistema de distribuição por meio de (descrição do ponto de conexão - tensão - chave seccionadora - elemento de interrupção automático - condições de acesso para a manutenção do ponto de conexão).

9. A área responsável da distribuidora orientará o responsável pelo sistema de microgeração distribuída sobre as atividades de coordenação e supervisão da operação, e sobre possíveis intervenções e desligamentos envolvendo os equipamentos e as instalações do sistema de distribuição, Incluídas as Instalações de conexão.

10. Caso necessitem de intervenção ou desligamento, ambas as partes se obrigam a fornecer com o máximo de antecedência possível um plano para minimizar o tempo de interrupção que, em casos de emergência, não sendo possíveis tais informações, as Interrupções serão coordenadas pelos encarregados das respectivas instalações.

11. As partes se obrigam a efetuar comunicação formal sobre quaisquer alterações nas instalações do microgerador e da distribuidora.

12. A área responsável da distribuidora orientará o responsável pelo sistema de microgeração distribuída sobre os aspectos de segurança do pessoal durante a execução dos serviços com equipamento desenergizado, relacionando e anexando as normas ou instruções de segurança e outros procedimentos a serem seguidos para garantir a segurança do pessoal e de terceiros durante a execução dos serviços em equipamento desenergiado.

13. As intervenções de qualquer natureza em equipamentos do sistema ou da instalação de conexão só podem ser liberadas com a prévia autorização do Centro de Operação da (sigla da distribuidora).

14. A (sigla da distribuidora) poderá desconectar a unidade consumidora possuidora de sistema de microgeração de seu sistema elétrico nos casos em que: (1) a qualidade da energia elétrica fornecida pelo (proprietário do microgerador) não obedecer aos padrões de qualidade dispostos no PRODIST; e (ii) quando a operação do sistema de microgeração representar perigo à vida e às instalações da (sigla da distribuidora), neste caso, sem aviso prévio.

15. Em quaisquer dos casos, o (proprietário do sistema de microgeração) deve ser notificado para execução de ações corretivas com vistas ao restabelecimento da conexão, de acordo com o disposto nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

ANEXO 3.E DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° XXX, DE XX DE XXX DE 2021
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DO ACORDO OPERATIVO PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

1. Identificação do Acordo Operativo
Identificação do Contrato do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD ao qual o Acordo Operativo se refere.

2. Estrutura da operação entre os agentes
Descrição da estrutura de operação responsável pela execução da coordenação, supervisão, controle e comando das Instalações de conexão, tanto da parte da distribuidora quanto do usuário, especificando o órgão de cada agente responsável pelas atividades.

Fornecer relação do pessoal credenciado de cada parte para exercer o relacionamento operacional.

Especificar a forma de atualização e meios de comunicação entre os representantes das partes.

3. Codificação de equipamentos e sistema de distribuição nas fronteiras
Codificar visando à segurança do relacionamento operacional entre a distribuidora e o usuário.

Incluir, como anexo ao Acordo Operativo, diagramas unifilares das instalações da distribuidora onde se localizam os pontos de conexão e a subestação do usuário, quando existir, com a configuração de chaves e disjuntores na condição normal de operação.

Descrever os pontos de conexão codificados e especificar a forma de atualização.

4. Meios de comunicação
Especificar os meios de comunicação para o relacionamento operacional entre a distribuidora e o usuário.

5. Fluxo de informações
Detalhar os processos para a transferência das Informações e dados necessários para o desenvolvimento das atividades operacionais, envolvendo as etapas de planejamento operativo, programação, coordenação e supervisão da operação e de pós - operação.

6. Definições de intervenções e desligamentos
Conceituar as intervenções e desligamentos envolvendo os equipamentos e as instalações do sistema de distribuição, incluídas as instalações de conexão.

7. Procedimentos operacionais
Detalhar os procedimentos operacionais associados às instalações de conexão observando o disposto no Módulo 4 do PRODIST, fazendo constar no mínimo:

a) níveis de coordenação operacional das instalações de conexão e responsabilidades;

b) Instruções para operação em regime normal e em contingência e as responsabilidades pela sua emissão;

c) procedimentos para acesso às instalações de conexão pelas equipes de operação, manutenção e de segurança;

d) requisitos e procedimentos para notificação dos eventos em ocorrências envolvendo as instalações de conexão e as centrais geradoras conectadas, quando for ocaso;

e) procedimentos para programação de intervenção em equipamentos das Instalações de conexão e das centrais geradoras conectadas, quando for o caso;

f) procedimentos para testes dos meios de comunicação, quando se tratar de central geradora de energia;

g) condições em que é admitido o ilhamento de centrais geradoras com parte do sistema de distribuição;

h) procedimentos para a análise de perturbações, conforme Módulo 4 do PRODIST.

8. Solcitação de intervenção no sistema
Especificar os procedimentos a serem seguidos para solicitação e programação de intervenções nas instalações de conexão quanto aos meios de comunicação e equipamentos associados à supervisão em tempo real, conforme os requisitos e procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST - Procedimentos Operativos.

9. Aspectos de segurança do pessoal durante a execução dos serviços com equipamento desenergizado

Relacionar e anexar as normas ou Instruções de segurança e outros procedimentos a serem seguidos para garantir a segurança do pessoal e de terceiros durante a execução dos serviços em equipamento desenergizado, observando o disposto no Módulo 4 do PRODIST.

10. Responsabilidades sobre a operação e manutenção do ponto de conexão
Especificar as responsabilidades pela operação e pela manutenção do ponto de conexão.

11. Data e assinatura do Acordo Operacional
Datar e assinar o acordo ou sua revisão (representantes legais da distribuidora e do usuário).

ANEXO C - Diagrama Unifilar das instalações da Distribuidora Destacar o(s) Ponto(s) de Conexão.

ANEXO D - Diagrama Unifilar das Instalações do Usuário incluir o Ponto de Conexão com a Distribuidora.

E.6 - Descrição do Ponto de Conexão (com informações da instalação, equipamentos, tensões nominais, capacidades operativas normais e de emergência)

ANEXO 3.F DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES PARA CONEXÃO PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICA NACIONAL – PRODIST

Informação	Especificação	Unidade
Identificação da unidade
Fabricante das turbinas
Tipo de turbina	G/V/O
Fabricante do gerador
Potência nominal de placa		kW
Potência máxima em regime contínuo		MW
Corrente nominal		A
Tensão nominal		kV
Frequência nominal		Hz
Velocidade nominal		rpm
Número de fases		Número
Tipo e ligação	Δ ou Y
Número de polos		Número
Fator de potência	Sobre - excitado e sub - excitado	%

Informação	Especificação	Unidade
Curvas para tomada de carga	Cold, wart, not start
Curva para parada das unidades
Condições ambientais para as quais estas estão referidas

Informação	Especificação	Unidade
curvas de capabilidade para a tensão de operação máxima	Referida às condições ambientais locais, altitude e temperatura média anual
Curvas de capabilidade para a tensão de operação mínima	Referida às condições ambientais locais, altitude e temperatura média anual
Curvas de capabilidade para a tensão de operação nominal	Referida às condições ambientais locais, altitude e temperatura média anual
Curvas de saturação em p.u.

Informação	Especificação	Unidade
Faixa operativa contínua de tensão nos terminais da máquina	Em regime permanente	p.u.
Faixa operativa temporizada de tensão
Ajustes propostos da proteção	Sobretensão e subtensão
Faixa operativa contínua de frequência
Faixa operativa temporizada de frequência
Ajustes propostos de proteção	Sobrefrequência e subfrequência
Faixas de operação proibidas	Por conjunto turbina - gerador
Limite máximo da turbina associada		MW

Informação	Especificação	Unidade
Sinal adicional (PSS) derivado de potência acelerante	Sim/Não
Tempo de resposta menor ou igual a 0, 1 segundos.	Sim/Não
Teto de tensão positivo maior ou igual a 5 p.u.
Teto de tensão negativo menor ou igual a - 4 p.u.
Diagramas de blocos	Regulador de tensão, sinal adicional, limitadores de sobre - excitação e de sub - excitação
Ajustes propostos de regulador de tensão
Faixas de parâmetros para os ajustes.
Resultados de simulações e/ou ajustes

Informação	Especificação	Unidade
Reatância síncrona de eixo direto não saturada (Xd)	Na base MVA da máquina	%
Reatância síncrona de eixo em quadratura não saturada (Xq)	Na base MVA da máquina	%
Reatância transitória de eixo direto não saturada (X'q)	Na base MVA da máquina	%
Reatância subtransitória de eixo direto não saturada (X"q)	Na base MVA da máquina	%
Reatância de dispersão não saturada (X1)	Na base MVA da máquina	%
Constante de tempo transitória de eixo direto (T'dO)		segundos
Constante de tempo subtransitória de eixo direto, em circuito aberto (T"dO)		segundos
Constante de tempo subtransitória de eixo em quadratura, em circuito aberto (T"qO)		segundos
Momento de inércia do conjunto turbina - gerador (H)		segundos

Informação	Especificação	Unidade
Identificação da unidade
Fabricante das turbinas
Fabricante do gerador
Potência nominal de placa		MVA
Potência máxima em regime contínuo		MW
Corrente nominal		A
Tensão nominal		kV
Frequência nominal		Hz
Velocidade nominal		rpm
Número de fases		Número
Tipo e ligação	Δ ou Y
Número de pólos		Número
Fator de potência	Sobre - excitado e sulb - excitado	%

3.5 Centrais Geradoras Hidráulicas - Sistemas e Regulação de Velocidade da Turbina

Informação	Especificação	Unidade
Fabricante
Modelo
Diâmetro do rotor		M
Controle de potência	Stall, pitch, etc.
Velocidade de rotação nominal		rpm
5obrevelocidade máxima		rpm
Velocidade do vento na entrada em serviço (cut - in)		m/s
Potência gerada na entrada em serviço (cut - in)		MW
Velocidade do vento para atingir a potência		m/s
Velocidade do vento na saída de serviço (cut - out)		m/s
Potência gerada na saída de serviço (cut - out)		MW
Momento de inércia da massa girante (MD2/4)		Kg.m²
Coeficiente de amortecimento	P.U.de conjugado/P.U.de velocidade
Curva CP x lambda
Curva de potência	Potência x velocidade do vento
Documento de certificação da turbina	Data

4.3 Centrais Geradoras Eólicas - Acoplamento turbina/gerador - caixa de engrenagem e/ou eixo

Informação	Especificação	Unidade
Fabricante
Tipo construtivo	Assíncrono etc.
Potência nominal		MW
Potência aparente		MVA
Tensão nominal	Para estator e rotor	V
Limites de variação da tensão terminal		%
Corrente nominal	Para estator e rotor	A
Frequência nominal		Hz
Número de polos	Indicar se tem 2 números de polos
Velocidade síncrona	Para cada número de polos	rpm
Velocidade de rotação na potência nominal	Faixa	rpm
Momento de inércia (MD2/4)		kg.m2
Coeficiente de amortecimento	P.U.de conjugado/P.U.de velocidade
Corrente em vazio		A
Corrente de partida		A
Corrente máxima de ligação à rede		A
Potência reativa absorvida em vazio		Kvar
Potência reativa absorvida na potência nominal		Kvar
Curvas de potência reativa em função da potência ativa	Diagrama P, Q de quatro quadrantes
Fator de potência sem compensação e carregamento	Para 25, 50, 75 e 100	Em % da potência ativa nominal
Fator de potência com compensação e carregamento	Para 25, 50, 75 e 100	Em % da potência ativa nominal
Resistências e reatâncias do esquema equivalente	Rs, Xs, Rr, Xr e Xm	p.u.

Informação	Especificação	Unidade
Sobretensão	Faixas de ajustes e ajustes (incluindo a temporização)
Subtensão	Faixas de ajustes e ajustes (incluindo a temporização)
Sobrefrequência	Faixas de ajustes e ajustes (incluindo a temporização)
Subfrequência	Faixas de ajustes e ajustes (incluindo a temporização)
Sobrecorrente de fase e neutro	Faixas de ajustes e ajustes (incluindo a temporização)
Sobretensão residual (3VO)	Faixas de ajustes e ajustes (incluindo a temporização)
Outras (dif/dit, deslocamento de fase etc.)	Faixas de ajustes e ajustes (incluindo a temporização)

Informação	Especificação	Unidade
Sistema de controle
Diagrama de Bloco
Parâmetros
Faixa de ajustes
Ajustes propostos

Informação	Especificação	Unidade
Potência nominal		MVA
Impedância de curto - circuito de sequência positiva e zero	Na base do transformador	p.u.
Tipo de ligação dos enrolamentos
lmpedância dos enrolamentos		p.u.
Relações das tensões disponíveis
Derivações de tapes sobcarga
Derivações de tapes a vazio
Tensão nominal dos enrolamentos		kV
Sobrecargas admissíveis pelo equipamento sem perda de vida útil	Em condições normais de operação e em situações de emergência

6. Informações complementares para Subestações - Diagrama uinifilar e dados gerais das instalações internas da subestação

Informação	Especificação	Unidade
Potência		kV
Impedâncias dos transformadores	Base própria	%
Características dos sistemas de controle e proteção existentes

Informação	Especificação	Unidade
Características da carga	Fornos elétricos, motores de corrente alternada. cargas alimentadas em corrente continua, cargas alimentadas por conversores, retificadores, fornos, demais cargas	kW
Equipamentos com retificação de corrente, existentes e previstos	Nome, aplicação, instalação (existente/prevista), tipo de conversor (motor síncrono/assíncrono, gerador/compensador síncrono), número de pulsos, potência nominal (kW), tensão nominal AC (kW), tensão nominal (kW), corrente nominal (A), fator de potência (%)
Equipamentos especiais (fornos, máquinas de solda. compressores etc.) existentes e previstos	Nome, aplicação, Instalação (existente/prevista), alimentação, potência nominal (kW), tensão nominal (kV), fator de potência (%).
Tensão e frequência	Suportabilidade dos equipamentos, variação de tensão, variação de frequência
Transformadores de subestação	Potência nominal, impedância de curto - circuito de sequência positiva e zero, em p.u. (na base do transformador), tipo de ligação dos enrolamentos, impedância dos enrolamentos, relações das tensões disponíveis, derivações de tapes sob carga, derivações de tapes a vazio, tensão nominal dos enrolamentos, sobrecargas admissíveis pelo equipamento, sem perda de vida útil, em condições. normais de operação e em situações de emergência
Diagrama unifilar e dados gerais das instalações Internas do consumidor	Impedâncias (%, base própria) dos transformadores, bancos de capacitares de alta e média tensão, filtros de harmônicos, Impedâncias das linhas e dos transformadores da subestação principal, informações sobre o sistema de medição incluindo os transformadores de instrumentos com suas características básicas, relação de transformação e classe de exatidão

Geração própria vinculada ao suprimento, atual e prevista	Código, instalação (existente/prevista), lipo (motor síncrono/assíncrono, gerador/compensador síncrono) quantidade, aplicação, potência (kW), tensão (kV), fator de potência (%), esquema partida, corrente partida (A)	kW
Potência de cada unidade já existente		kW

Informação	Especificação	Unidade
Designação
Tipo	Gerador (GR)/Motor síncrono (MS)/Compensador síncrono (CS)
Potência nominal		kW
Corrente nominal		A
Tensão nominal		kV
Número de p6tos
Pólos	L/S
Velocidade nominal		rpm
Fator de potência em regime		%
Conjugado pull in		N.m
Conjugado pull out		N.m
Reatâncias	Xd, Xq, X'd, X'q, X"d, X"q e X1	%
Constantes de tempo	T'd0, T'd0, T"d0 e T"q0	segundos
Constante de amortecimento (D)		p.u./p.u.
Corrente de partida		A
Fator de potência na partida		%
Partida	A vazio (AV)/Sob carga (SC)
Frequência de partidas
Aplicação
Esquema de partida	Direta, motor auxiliar, reator série, resistor serie, autotransformador, outros	tapes % ou especificar
Momento de inércia motor - carga		kg.m²
Controle de velocidade	lnversores, ciclo - conversores, cascata, outros
Curvas características	Conjugado motor x velocidade, conjugado da carga x velocidade, corrente x velocidade, fator de potência x velocidade, conjugado da carga x tempo

Informação	Especificação	Unidade
Número de fornos		quantidade
Capacidade		Ton
Ciclo diário de operação
Número de fornos operando simultaneamente		quantidade
Tempo médio de corrida durante a corrida		minutos
Número de carregamentos		quantidade
Tempos médios para as fases de ignição, fusão e refino		minutos

Informação	Especificado	Unidade
Potência nominal do forno		MVA
Fator de potência sob potência nominal		%
Tensão nominal		V
Corrente nominal		kA
Potência de curto - circuito do forno		%
Potência máxima		MVA
fator de potência sob potência máxima		%
Comprimento médio do arco elétrico		cm
Tensão média de arco elétrico		V
Potências ativas médias	Para as fases de Ignição, fusão e refino	MW
Fatores de potência ativas	Para as fases de Ignição, fusão e refino	%
Comprimentos médios de arco	Para as fases de ignição, fusão e refino	cm
Diagrama unifilar do sistema de alimentação do forno	Com as impedâncias dos elementos do circuito elétrico
Potência nominal dos transformadores abaixadores		MVA
Impedância dos transformadores abaixadores	Base 100 MVA	%
Ligações dos enrolamentos dos transformadores abaixadores
Relação dos tapes disponíveis dos transformadores abaixadores		%
Tape füo dos transformadores abaixadores
Mudança de tape sob carga dos transformadores abaixadores
Mudança de tape a vazio dos transformadores abaixadores
Curvas características de operação do forno	Potência ativa
Tipo de controle	Automático ou manual, corrente constante ou variável acionamento hidraíulico ou elétrico
Diagrama de blocos do sistema de controle
Parâmetros da função de transferência
Tempo mínimo de resposta		segundos
Tipo de compensadores estáticos	RCT, CCT, RCT/CCT, outros
Potência mínima dos compensadores estáticos		MVAr
Potência máxima dos compensadores estáticos		MVAr
Diagrama elétrico dos compensadores estáticos
Acionamento hidráulico ou elétrico dos compensadores estáticos
Diagramas elétricos dos filtros	Com valores das impedâncias
Diagrama elétrico dos bancos de capacitares	Com capacidades
Reator série
Outros	Especificar

DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL – PRODIST

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

a) Seção 4.1 - Dados de carga e despacho de geração:trata dos procedimentos e requisitos para o fornecimento de informações de carga e de despacho de geração por parte dos usuários para a distribuidora;

b) Seção 4.2 - Programação de intervenções em instalações: contém os procedimentos e os requisitos para a programação de intervenções em instalações de distribuição, nas DIT que não pertençam à rede de operação do SIN e das instalações de conexão dos usuários;

c) Seção 4.3 - Controle da carga: trata dos procedimentos a serem implementados e dos critérios básicos a serem adotados pela distribuidora para o controle de carga em situações de contingência ou emergência;

d) Seção 4.4 - Testes das instalações:define os procedimentos e as responsabilidades para a realização de testes das instalações nas atividades de vistoria, aceitação das instalações e avaliação da qualidade de atendimento no ponto de conexão;

e) Seção 4.5 - Coordenação operacional: apresenta os requisitos mínimos para o relacionamento operacional entre os Centros de Operação da Distribuição - COD, do agente de transmissão detentor de DIT, do Centro de Despacho de Geração Distribuída - CDGD e demais órgãos de operação de instalações dos usuários; e

f) Seção 4.6 - Recursos de comunicação de voz e dados:estabelece os recursos mínimos de comunicação de voz e de dados do COD com o Centro de Operação do agente de transmissão detentor de DIT, com o CDGD e com os usuários.

Objetivos
2. Estabelecer os procedimentos de operação dos sistemas de distribuição.

3. Orientar a formulação de planos e programas operacionais dos sistemas de distribuição, incluindo:

4. Padronizar os procedimentos de relacionamento operacional entre os centros de operação das distribuidoras, das transmissoras, dos centros de despacho de geração distribuída e demais unidades de operação das instalações dos usuários.

5. Definir os procedimentos e responsabilidades das distribuidoras, dos agentes de transmissão detentores de DIT e dos usuários para a realização de testes das instalações nas atividades de comissionamento, aceitação das instalações e de avaliação da qualidade de atendimento no ponto de conexão.

6. Definir os recursos mínimos necessários para garantir a comunicação de voz e de dados entre os e.entres de operação das distribuidoras, das transmissoras, dos centros de despacho de geração distribuída e demais unidades de operação das Instalações dos usuários.

Aplicabilidade
7. Os procedimentos definidos nesse módulo devem ser observados por:

b) e.entra is geradoras conectadas ao sistema de distribuição ou às Demais Instalações de Transmissão - DIT;

e) transmissoras detentoras de DIT, desde que não pertencentes à rede de operação do Sistema Interligado Nacional - SIN;

d) consumidores com instalações conectadas em média ou alta tensão nos sistemas de distribuição ou em DIT;

Informações de caria e de despacho de geração
8. As informações previstas e verificadas de carga e de despacho de geração fornecidas pelos usuários devem ser aderentes às informações prestadas pelas distribuidoras ao ONS, com a mesma periodicidade, horizonte de abrangência, qualidade e requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

a) ao desenvolvimento de estudos de planejamento e programação da operação elétrica e energética e para os estudos de ampliações e reforços;

10. Os Intercâmbios de informações necessários aos procedimentos operativos estão estabelecidos no Módulo 6 do PRODIST.

a) coletar, processar e validar os dados de carga e de despacho de geração previstos e verificados pelos usuários;

b) estabelecer os prazos de envio e as rotinas de atualização das informações;

c) estabelecer os meios de comunicação e a padronização dos arquivos eletrônicos que permitam a transferência dos dados de carga dos usuários;

d) interagir com os usuários quando da necessidade de se obter esclarecimentos ou informações complementares relativas aos dados de carga; e

e) obter, junto ao ONS, as informações dos dados de previsão de geração das centrais geradoras despachadas centralizadamente e conectadas ao sistema da distribuidora.

a) fornecer informações consistentes relativas aos dados previstos e verifica dos de carga e de despacho de geração, conforme padrão e meios de comunicação definidos pela distribuidora;

c) cumprir os prazos de envio de dados e a rotina de atualização estabelecidos pela distribuidora; e

a) coordenar e executar o processo de programação de intervenções em instalações do sistema de distribuição e de instalações dos usuários que interferem no sistema de distribuição;

b) receber ou enviar aos usuários e aos agentes de transmissão detentores de DIT ou ao ONS, quando se tratar de Rede Básica, as solicitações de intervenções;

c) analisar, otimizar, aprovar e, se necessário, cancelar as solicitações de intervenções, formalizando as respostas aos usuários, aos agentes de transmissão detentores de DIT ou ao ONS, quando se tratar de Rede Básica;

d) realizar ou solicitar análises e estudos para verificar Impactos ou Interferências de uma ou mais intervenções no sistema de distribuição, visando garantir a qualidade do fornecimento de energia elétrica;

e) manter atualizada a base de dados do sistema de distribuição sob sua supervisão, incluindo diagramas de operação, limites operativos de equipamentos, estudos operativos, estudos de proteção, dentre outros;

f) convocar, quando necessário, os solicitantes de Intervenções para participar de sua programação;

g) caracterizar, nos casos de intervenções não programadas, se estas são de emergência ou de urgência;

h) informar ao ONS as manobras e os desligamentos na rede de distribuição que tenham reflexo importante sobre a rede de operação;

i) informar aos agentes de geração ou de transmissão afetados as intervenções na rede de distribuição que imponham limitações de geração em usinas submetida s ao despacho centralizado, bem como desligamentos ou restrições em equipamentos da rede de operação;

j) conhecer as Intervenções previstas e aprovadas pelo ONS para a Rede de Operação, de modo a interagir sempre que forem detectados riscos de sobrecargas nas instalações; e

k) coordenar e executar junto ao ONS o processo de programação de intervenções em instalações do sistema de distribuição e em instalações dos usuários que interferem no sistema de transmissão ou no despacho de geração despachada centralizadamente.

16. A Distribuidora Acessante, o Consumidor, a Central Geradora e o CDGD devem:
a) encaminhar ao COD os pedidos de intervenções;

b) informar ao COD, com antecedência mínima de um dia útil, quaisquer alterações ou cancelamentos nos pedidos de intervenções;

d) caracterizar, nas solicitações de intervenções, a.s situações de elevados riscos de desligamentos e acidentes que possam ocorrer na sua execução e nas manobras necessárias para sua realização; e

e) Caracterizar, nos casos de intervenções não programadas, se estas são de emergência ou de urgência.

17.Os agentes de Transmissão ou o Centro de Operação de Agente de Transmissão - COT devem:

a) coordenar e executar o processo de programação de intervenções nas DIT, em comum acordo com o COD;

c) analisar, otimizar, aprovar e, se necessário, cancelar as solicitações de intervenções, formalizando as respostas e interagindo com o COD, caso seja necessário alterar o período, a duração ou as condições em que foi solicitada a intervenção;

d) informar ao COD, com antecedência mínima de um dia útil, quaisquer alterações ou cancelamento de pedido de intervenção aprovado previamente;

e) convocar, quando necessário, os solicitantes de intervenções para participarem da sua programação ou da sua análise junto ao COD;

f) realizar ou solicitar análises e estudos, quando necessário, para verificar impactos ou interferências de uma ou mais intervenções no sistema;

g) definir, nas solicitações de intervenções, as situações de elevados riscos de desligamentos e acidentes que possam ocorrer na sua execução e nas manobras necessárias para sua realização;

h) caracterizar, nos casos de intervenções não programadas, se estas são de emergência ou de urgência; e

i) manter atualizada a base de dados das instalações de transmissão sob sua supervisão, Incluindo diagramas de operação, limites operativos de equipamentos, estudos operativos, estudos de proteção, dentre outros.

Planejamento das intervenções
18.A distribuidora, o agente de transmissão detentor de DIT e os usuários devem:

a) realizar o planejamento do serviço e a análise de riscos de acidentes antes de qualquer intervenção em instalações;

b) preencher, dentro dos prazos estabelecidos no Módulo 6 do PRODIST, o pedido de programação de intervenção, citando as condições requeridas e as observações do planejamento; e

c)informar ao ONS a realização de intervenções que interfiram no sistema de transmissão ou no despacho de geração despachada centralizadamente.

Informações para elaboração dos pedidos de intervenções
19. Os pedidos de intervenções de distribuidoras, agentes de transmissão, importadores de energia, exportadores de energia, centrais geradoras ou centros de despacho de geração distribuída devem ser encaminhados ao COD ou ao COT, conforme estabelecido no respectivo acordo operativo.

20. Os pedidos de intervenções de distribuidoras, agentes de transmissão, importadores de energia, exportadores de energia, centrais geradoras ou centros de despacho de geração distribuída devem seguir o modelo e os meios de comunicação definidos entre as partes e conter, no mínimo, as Informações relacionadas no Módulo 6 do PRODIST.

21. Os consumidores devem formalizar os pedidos de intervenções junto à distribuidora, conforme modelo e meios de comunicação definidos entre as partes e conter, no mínimo, as informações relacionadas no Módulo 6 do PRODIST.

22. A distribuidora e o agente de transmissão proprietário de equipamento sujeito a intervenções devem encaminhar ao consumidor as informações relacionadas no Módulo 6 do PRODIST, quando o referido equipamento estiver nas instalações de conexão do consumidor.

23. As solicitações de intervenções em equipamentos de propriedade de agente de transmissão em Instalações de conexão de consumidores devem ser encaminhadas à distribuidora com a qual têm Contrato.

Prazos para solicitação do pedido de intervenção
24. O pedido de programação de intervenção deve ser enviado ao COD ou ao COT, conforme estabelecido em acordo operativo e Indicado no Módulo 6 do PRODIST.

25. A resposta à solicitação do pedido de intervenção deve seguir o disposto no Módulo 6 do PRODIST.

26. O pedido de desligamento que implique interrupções a outros consumidores deve ser solicitado ao COD com antecedência mínima de 10 dias úteis.

27. O pedido de desligamento que não Implique interrupções a outros consumidores deve ser solicitado ao COD com antecedência mínima de 5 dias úteis.

28. O ONS deve ser comunicado com antecedência mínima de 15 dias quando a intervenção programada exigir transferência de carga entre subestações da Rede de Operação.

Condições e critérios para programação das solicitações de intervenções
29. As liberações de equipamentos e instalações devem ser programadas em função dos seguintes critérios:

c) preservação da segurança de pessoas, equipamentos, instalações e bens de terceiros;

g) compatibilização com os Procedimentos de Rede, quando tratar - se de programação de solicitações de intervenções em equipamentos e instalações da rede de operação do SIN; e

h) otimização da programação dos desligamentos de urgência quanto ao período de carga mais favorável para o sistema, garantida sua realização em qualquer período de carga.

30. O COD ou o cor, conforme tratar - se de instalações de distribuição ou DIT, respectivamente, deve garantir a condição para execução de procedimentos especiais ou manobras junto aos usuários envolvidos.

31. O COD ou o COT deve notificar o solicitante da intervenção quando seu pedido for negado em função do não - atendimento aos critérios listados no item 29, mantendo-se esse registro arquivado.

32. o COD ou o cor pode solicitar desenhos, diagramas explicativos ou descrição de etapas sobre a intervenção desejada, sempre que julgar necessário, visando facilitar o atendimento.

33. Um equipamento do sistema ou da instalação de conexão está programado para Intervenção se houver:

34. As intervenções no Esquema Regional de Alivio de Carga - ERAC instalados no sistema de distribuição não podem exceder a 10% da carga do esquema por estágio.

35. A alteração de despacho de geração, necessária ao atendimento das condições requeridas para a intervenção, deve ser providenciada junto ao ONS.

Liberação das intervenções
36. As intervenções de qualquer natureza em equipamentos do sistema ou da instalação de conexão só podem ser liberadas com a prévia autorização do COD ou do COT envolvidos.

a) análise ln loco do risco de acidentes de qualquer natureza, que deve ser feita na fase de planejamento da intervenção pelo supervisor de serviço e sua equipe;

c) colocação das sinalizações de advertência e dos dispositivos de bloqueio físico pertinentes; e

d) autorização para o início dos serviços contidos nos documentos envolvidos na liberação.

d) indisponibilidades não previstas que venham a colocar em risco a confiabilidade do sistema; e

e) condições hidrológicas adversas ou indisponibilidade de central geradora que resultem em violação dos limites operativos do sistema.

39. Havendo atraso em relação ao início programado da intervenção, o COD ou o COT envolvidos devem reavaliar as condições, podendo prorrogar o término previsto, reprogramar ou cancelar a programação.

40. As intervenções já aprovadas e que não venham a se realizar em função das condições Impeditivas listadas no item 38 podem ser reprogramadas com prazos inferiores aos estipulados nos itens 26 a 28, com concordância dos agentes envolvidos.

Produtos
41. A distribuidora deve selecionar as unidades consumidoras, subestações e alimentadores sujeitos às ações de controle de carga transitórias, baseada nas diretrizes de priorização e montantes de corte de carga determinadas pelo ONS para os Sistemas Especiais de Proteção - SEP, e em estudos próprios.

42. A distribuidora deve estabelecer procedimentos detalhados das ações, diretrizes e instruções de operação.

43. A distribuidora deve elaborar um documento denominado Mensagens Operativas, quando for necessário altera r as instruções operativas vigentes.

44. A distribuidora deve elaborar um documento denominado Tabelas de Prioridade Regional - PR, contendo a priorização do corte de carga manual em subestações para atender necessidades de corte de carga.

45. A distribuidora deve elaborar um documento denominado Tabelas de Prioridade de Alimentadores por Subestação - PAS, contendo a priorização do corte de carga manual em alimentadores de subestações para atender a necessidades de corte de carga.

Atribuições
46. A distribuidora tem as seguintes atribuições no controle de carga:
a) definir os montantes globais de cortes de carga por ações de controle de carga urgentes para contingências nos sistemas de distribuição que resultem em redução da capacidade de suprimento;

b) implantar os esquemas de corte automáticos de carga definidos pelos estudos do ONS, com os respectivos montantes e ajustes;

c) implantar os esquemas de corte automáticos de carga definidos pelos próprios estudos de planejamento da operação elétrica, com os respectivos montantes e ajustes;

d) elaborar Instruções de Operação para situações de contingências com diretrizes para ações de controle de carga urgentes, de corte manual de carga ou redução de carga por meio de redução de tensão a níveis tecnicamente aceitáveis;

e) elaborar Mensagens Operativas para situações de contingências com diretrizes para ações de controle de carga programáveis, de corte manual de carga ou redução de carga por meio de redução de tensão a níveis técnica mente aceitáveis;

f) elaborar Instruções de Operação com diretrizes para o restabelecimento das condições de tensão e das cargas desligadas pelos esquemas de corte automático ou pelo corte manual;

g) elaborar e manter atualizadas as Tabelas de Prioridade Regional e Tabelas de Prioridade de Alimenta dores por Subestação, estabelecendo os diversos montantes de carga a serem cortados, levando em consideração os montantes estabelecidos pelo ONS, os tempos de execução dos cortes compatíveis à necessidade, a duração do desligamento dos alimenta dores, os critérios para rodízio bem como a infraestrutura necessária para a execução do plano de corte;

h) atualizar as Tabelas de Prioridade Regional e Tabelas de Prioridade de Alimentadores por Subestação sempre que se verificarem alterações significativa s na carga ou na configuração do sistema de distribuição;

i) definir o conjunto de informações que serão fornecidas aos consumidores quando da execução dos cortes, por meio de serviços de atendimento disponibilizados pelas distribuidoras para informações;

j) constituir um banco de dados com as informações cadastrais fornecidas pelos consumidores, conforme estabelecido no Módulo 6 do PRODIST;

k) priorizar a continuidade de suprimento das cargas relacionadas aos serviços essenciais;

l) operacionalizar o corte de carga na sua área de concessão e no relaciona mento com seus consumidores;

m) analisar, em caráter de urgência, a possibilidade de restabelecer o fornecimento de energia elétrica de unidades consumidoras que exerçam atividades essenciais e que disponham de geração autônoma, no caso de pane em seus sistemas ou de insuficiência de fornecimento;

n) analisar a possibilidade de não efetuar o corte comunicado, ou de restabelecer emergencialmente o fornecimento de energia elétrica, em áreas ou situações que representem risco para a integridade de pessoas, quando solicitado pela Defesa Civil;

o) informar aos consumidores as medidas que foram ou que serão adotadas, relacionadas à redução ou interrupção de seu atendi mento, suas razões e sua programação;

p) supervisionar, comandar e executar as ações para gerenciamento de carga do sistema de distribuição, atendendo as diretrizes das Instruções de Operação e das Mensagens Operativas;

q) atender as prioridades e os montantes de corte de carga estabelecidas nas Tabelas de Prioridade Regional e Tabelas de Prioridade de Alimentadores por Subestação, levando em consideração a duração do desligamento dos alimenta dores e os critérios para rodízio, bem como a infraestrutura necessária para a execução do plano de corte;

r) manter atualizadas as informações sobre as disponibilidades das centrais geradoras, objetivando sua utilização em situações de contingência;

s) solicitar auxílio de geração às centrais geradoras, antes de adotar qualquer ação de controle de carga urgente ou programável;

t) solicitar diretamente ao centro de operação do ONS, com o qual se relaciona, o auxílio de geração para usinas despachadas centralizada mente;

u) informar previamente ao ONS os remanejamentos de carga entre as subestações da sua rede de distribuição que possam provocar Impactos na Rede de Operação do SIN, conforme disposto nos Procedimentos de Rede; e

v) coordenar, em sua área de concessão, as ações de gerenciamento da carga motivadas por eventos na Rede de Operação, conforme estabelecido nos Procedimentos de Rede.

47. A central geradora não despachada centralizada mente ou o CDGD têm as seguintes atribuições no controle de carga:

a) fornecer as informações relacionadas à sua geração quando acionados pelo COD, conforme estabelecido no Módulo 6 do PRODIST; e

b) quando acionados pelo COD: disponibilizar eventuais folgas de geração; suspender manutenção já iniciada de centrais geradoras, se possível; e cancelar manutenção programada ou não programada de centrais geradoras.

a) manter atualizado seu cadastro j unto à distribuidora para receber comunicações especiais de interrupção de fornecimento, caso sejam classificados como prestadores de serviços essenciais, conforme definido no Módulo do PRODIST; e

b) atender à distribuidora quando for solicitado o corte de carga em situações de necessidade do sistema.

a) o corte indireto, pela redução manual do nível de tensão a níveis tecnicamente aceitáveis; e

de curta duração - inferior a 4 horas, podendo durar poucos segundos; de média duração - entre 4 e 24 horas; e

de longa duração - superior a 24 horas, podendo abranger períodos mais prolongados.

i. transitórias - ações automáticas preventivas, implantadas por melo de esquemas especiais, para evitar o colapso no sistema em regime transitório;

ii. urgentes - ações automáticas ou ações manuais corretivas, quando decorrentes de contingências que impõem ao sistema o risco Iminente de violação de qualquer grandeza operativa ou quando já constatada esta violação; e

iii. programáveis - ações manuais preventivas decorrentes de contingências que Impõem ao sistema o risco Iminente de violação de qualquer grandeza operativa.

51. Toda e qualquer disponibilidade de geração da central geradora, despachada centralizadamente ou não, deve ser utilizada prioritariamente às ações de controle de carga.

52. Os remanejamentos de carga devem ser priorizados em relação às ações de corte direto manual.

53. A distribuidora deve dispor de Instruções de Operação ou Mensagens Operativas contendo os procedimentos para controle de sua carga.

54. Para o controle de carga de longa duração, a distribuidora deve prever nos Acordos Operativos:

a) a possibilidade de estabelecer com os consumidores e centrais geradoras a redução das demandas;

b) os critérios que serão utilizados para o estabelecimento dos consumidores e centrais geradoras que terão sua demanda reduzida; e

c) a compensação dos montantes reduzidos nos períodos de menor restrição do sistema elétrico.

55. A distribuidora e os usuários que estejam sob ação de controle de carga por redução de tensão não podem corrigir a tensão de seus sistemas, qualquer que seja o recurso de que disponham.

56. O processo de restabelecimento manual das cargas por corte direto ou indireto inicia - se somente após o comprovado retorno do sistema ou da rede local às condições normais de operação.

a) a ordem de priorização de restabelecimento deve ser inversa em relação à ordem estabelecida para corte, obedecendo às condições e diretrizes explicitadas em Instruções de operação dos Procedimentos de Rede; e

b) deve-se garantir o restabelecimento dos montantes mínimos de carga, não ultrapassando os limites máximos estabelecidos para cada etapa da recomposição.

58. No caso particular de cargas desligadas por ação do ERAC, a ordem de priorização de restabelecimento deve ser direta em relação â ordem dos estágios de corte, para garantia da segurança do sistema em caso de nova queda de frequência resultante do processo de restabelecimento das cargas.

59. Quando tiverem sido adotadas ações simultâneas de corte direto de carga e redução de carga por meio de redução de tensão, a prioridade no restabelecimento deve ser dada às cargas efetivamente interrompidas, antes da normalização da tensão.

60. Em situações de contingências que resultem em sobrecarga nos equipamentos da rede de distribuição, devem - se explorar os limites de sobrecarga destes equipamento s antes da adoção de qualquer ação de controle de carga.

Diretrizes para priorização de cargas
61. A distribuidora deve definir critérios para classificação e priorização das unidades consumidoras, para fins de controle de carga, respeitadas aquelas que prestam serviços essenciais, conforme definido no Módulo do PRODIST.

62. As cargas interruptíveis por contrato devem ser as primeiras indicadas para corte.

63. A Priorização de Alimentadores por Subestação - PAS deve atender aos desligamentos relacionados a uma única subestação, considerando - se tipos de unidades consumidoras.

a) alimentadores com unidades consumidoras da mesma classe, sempre que possível, devem receber tratamento análogo;

b) cada subestação deve conter prioridades de desligamentos específicos para cada período de carga leve, média e pesada; e

c) deve conter uma estimativa da contribuição de carga de cada um dos alimentadores da subestação para cada período.

Aviso aos usuários
65. Nos casos de ações de controle de carga programáveis, a distribuidora deve avisar a todos os seus consumidores, utilizando - se de meio de comunicação apropriado, as medidas que serão adotadas com relação à redução ou interrupção de seu fornecimento, suas razões e sua programação, observando os procedimentos definidos no Módulo 8 do PRODIST.

Testes de desempenho das centrais geradoras distribuídas
66. A distribuidora acessada pode requerer o acompanhamento dos seguintes testes:

a) desempenho da funcionalidade, coordenação e ajustes de todas as funções de proteção mínimas nas centrais geradoras, definidas no Módulo 3 do PRODIST;

b) avaliação do desempenho dinâmico de sistemas de controle de tensão e de frequência das centrais geradoras;

c) adequação de operação do disjuntor de conexão durante a eliminação de faltas, incluindo a sua operação manual ou automática;

d) verificação do desempenho dos dispositivos instalados para a desconexão das centrais geradoras, caso não seja permitida a operação ilhada ou a injeção de potência no sistema pela geração distribuída;

f) levantamento dos limites mínimos e máximos de geração de potência ativa das centrais geradoras.

67. Os testes de instalações de centrais geradoras despachadas centralizada mente devem atender aos Procedimentos de Rede e aos Procedimentos de Distribuição.

Testes de desempenho dos sistemas de distribuição, dos equipamentos conectados e dos pontos de conexão com as DIT

68. A distribuidora acessada deve definir a necessidade e a periodicidade de testes de qualidade da energia elétrica nos pontos de conexão, conforme requisitos definidos no Módulo 8 do PRODIST.

69. A distribuidora acessada pode solicitar ao usuário que realize testes em suas instalações, quando da necessidade de comprovar a origem de problemas de qualidade da energia elétrica, conforme requisitos definidos no Módulo 8 do PRODIST.

70. O Usuário pode requerer e acompanhar a realização de testes, pela distribuidora acessada, para verificação das condições de fornecimento, quando identificar problemas envolvendo a qualidade da energia elétrica no ponto de conexão.

71. A distribuidora deve informar antecipadamente aos usuários sobre a realização de testes em seu sistema e disponibilizar os resultados obtidos.

72. A distribuidora acessada deve estabelecer os procedimentos operacionais a serem seguidos durante a realização dos testes d as instalações.

73. Os procedimentos de teste que envolvam relacionamentos entre agente de transmissão e usuário devem ser acompanhados pela distribuidora com a qual o consumidor tenha Contrato.

Atribuições
74. O Centro de Operação da distribuição - COD tem as seguintes atribuições:

a) coordenar, supervisionar, comandar e executar as ações operativas nas Instalações de distribuição que não pertençam à rede de operação do SIN;

b) obter junto aos usuários as Informações necessárias à coordenação, supervisão e controle da operação de Instalações;

c) elaborar, atualizar e disponibilizar aos usuários as instruções de operação com procedimentos para instalações que interferem no sistema de distribuição; e

d) informar aos usuários sobre condições operativas no sistema de distribuição que possam interferir na operação de suas instalações.

a) supervisionar, comandar e executar as ações determinadas pelos COD para a operação em suas Instalações de conexão;

b) informar ao COD com o qual se relaciona, a programação de geração para o período que for definido e as alterações nos limites e restrições operacionais de suas instalações;

c) comunicar de imediato ao COD com o qual se relaciona os desligamentos de emergência efetuados ou ocorridos em suas instalações;

d) organizar e manter atualizados normas, instruções e diagramas para operação das instalações;

e) implantar os procedimentos definidos nas instruções de operação nas instalações sob sua responsabilidade;

f) disponibilizar ao COD, quando solicitado, instruções de operação específicas; e

g) manter pessoal habilitado para o relacionamento operacional durante 24 horas por dia.

76. O COGD realiza a gestão técnica e administrativa das centrais do agrupamento, sendo suas funções:

c) implantar os procedimentos definidos em acordos operativos relacionados às DIT; e

d) informar ao COD sobre condições operativas das DIT que possam interferir na operação do sistema de distribuição ou de usuários diretamente atendidos pela DIT.

Operação ilhada
78. A operação de central geradora alimentando uma parcela eletricamente isolada do sistema de distribuição, bem como as condições em que essa operação é permitida pela distribuidora, devem contar de Acordo Operativo estabelecido com a central geradora ou a transmissora envolvida, quando for o caso.

79. A central geradora, responsável pelo controle de frequência da parcela eletricamente isolada do sistema de distribuição, deve ser dotada de controle automático de geração (CAG). ou qualquer outra tecnologia capaz de desempenhar a mesma função, caso a operação ilhada seja utilizada de forma permanente.

80. A distribuidora deve realizar estudos, instruções operativas e de segurança específicos para a operação ilhada.

81. A central geradora deve fornecer as informações necessárias para a elaboração dos estudos de regime permanente e dinâmico e, quando solicitado pela distribuidora, ajustar os parâmetros dos sistemas de controle de forma a garantir o desempenho adequado do sistema.

Comunicação de ocorrências
82. As informações relativas às ocorrências intercambiadas entre os agentes e a distribuidora encontram-se no Módulo 6 do PRODIST.

Análise de perturbações
83. O processo de análise de perturbação deve ser executado quando houver solicitação formal dos agentes envolvidos, e deve estar concluído no prazo de até 30 dias da data da solicitação formal.

84. No processo de análise de perturbação, devem ser identificadas as anormalidades que tiveram influência na perturbação e dificultaram tanto a operação quanto a recomposição do sistema afetado, desde o início da perturbação até a sua normalização, verificando-se o seguinte:

86. Como produto da análise de perturbação deve ser gerado um relatório contendo, no mínimo:

b) a análise da operação em tempo real, detalhando as ações realizadas durante a contingência e o desempenho do sistema;

87. Os COD devem manter os relatórios e os registros relativos às perturbações pelo período de 10 anos.

Recursos da comunicação da voz.
88. Os usuários são responsáveis por implementar e disponibilizar os recursos de comunicação de voz com o COD, sem ônus para a distribuidora.

89. A implementação de serviços de comunicação de voz, assim como a qualidade e a disponibilidade desses serviços entre o COD, o COT e CDGD devem ser estabelecidas entre as partes e definidas em Acordo Operativo.

Recursos de comunicação de dados
90. A implementação de serviços de comunicação de dados entre os usuários e o COD, bem como a qualidade e a disponibilidade desses serviços, são de responsabilidade dos usuários.

91. Cabe aos usuários disponibilizarem os dados solicitados pela distribuidora, definidos no Acordo Operativo.

92. O COD e o COT devem compartilhar dados de supervisão e controle que permitam monitorar em tempo real os estados e grandezas elétrica do sistema nos pontos de conexão das instalações de distribuição e das DIT.

93. A implementação de serviços de comunicação de dados, bem como a qualidade e a disponibilidade desses serviços entre o COD, o COT e o COGD devem ser estabelecidas entre as partes e definidas em Acordo Operativo.

DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL – PRODIST

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

a) Seção 5.1 - Sistema de medição utilizado para faturamento: define as responsabilidades dos usuários, das distribuidoras e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, bem como os requisitos mínimos e diretrizes envolvendo os sistemas de medição para faturamento;

b) Seção 5.2 - Sistemas de medição utilizados para coleta de dados e apuração de parâmetros de qualidade da energia elétrica:estabelece os requisitos mínimos e os aspectos relacionados à instalação dos sistemas de medição destinados à coleta de dados e à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica;

e) Seção 5.3 - Leitura do sistema de medição utilizado para faturamento de usuários que contabilizam energia na CCEE: estabelece os procedimentos de leitura utilizados para o faturamento de consumidores, distribuidoras e centrais geradoras do Tipo 111, conforme definição dos Procedimentos de Rede, que acessam instalações de distribuidoras, e cuja energia é contabilizada na CCEE; e

Objetivos
2. Estabelecer os requisitos mínimos dos sistemas de medição empregados no sistema de distribuição, utilizados para:

e) coleta de dados, para fins de levantamento das cargas do sistema de distribuição, estudos de previsão de demanda, curvas de carga e apuração das perdas técnicas.

3. Estabelecer os procedimentos gerais para instalação, operação e manutenção dos sistemas de medição de usuários que acessam instalações das distribuidoras.

4. Estabelecer os procedimentos para a realização da leitura dos sistemas de medição utilizados para faturamento de usuários que contabilizam energia na CCEE.

Aplicabilidade
5. Os procedimentos definidos nesse módulo devem ser observados por: al distribuidoras de energia elétrica;

b) usuários que acessam instalações das distribuidoras de energia elétrica, quais sejam: consumidores e distribuidoras que acessam instalações de outra distribuidora; centrais geradoras classificadas na modalidade de operação Tipo IlI, conforme definição dos Procedimentos de Rede; e importadores ou exportadores de energia elétrica.

Legislação complementar
6. Em complemento às disposições deste Módulo, deve-se observar também as Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, os Procedimentos de Comercialização e as normas técnicas da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT.

7. Os agentes abrangidos por este Módulo também devem observar a legislação metrológica do Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia - lnmetro aplicável aos sistemas de medição de energia elétrica.

8. Os usuários também devem observar as norm asda distribuidora acessada, complementarmente a este Módulo 5.

9. O sistema de medição utilizado para faturamento é composto pelo medidor principal e demais equipamentos necessários para a realização da medição para faturamento, além de, quando existentes:

b) transformadores para Instrumentos, quais sejam, o transformador de potencial - TP e o transformador de corrente - TC;

Responsabilidades
10. São responsabilidades do consumidor e da distribuidora que acessa Instalações de outra distribuidora:

a) instalar, em local de livre e fácil acesso e em conformidade com as normas técnicas da distribuidora acessada, caixa, quadro, painel ou cubículo destinado a abrigar os equipamentos que compõem o sistema de medição utilizados para faturamento e aqueles destinados à proteção dessas instalações;

b) instalar equipamentos de proteção e sistemas de aterramente observando os requisitos pertinentes a cada tipo de padrão de entrada especificado nas normas técnicas da distribuidora acessada;

c) zelar, na qualidade de depositário a título gratuito, pela integridade do sistema de medição, quando Instalado no interior de sua propriedade;

e) ressarcir a distribuidora pelos danos causados ao sistema de medição decorrentes de procedimento irregular ou deficiência técnica da unidade consumidora; e

f) instalar, operar, manter e arcar com a responsabilidade técnica e financeira pelos TP e TC que compõem o sistema de medição para faturamento e garantir a inviolabilidade do sistema, quando tais equipamentos se encontrarem instalados em subestações blindadas a gás de sua titularidade, por opção do próprio usuário.

11. São responsabilidades da central geradora, do importador e do exportador de energia:

a) arcar com as responsabilidades técnica e financeira pela implantação, operação e manutenção do sistema de medição para faturamento, sob o acompanhamento e aprovação da distribuidora acessada;

b) ser o agente de medição responsável pelo sistema de medição perante a CCEE;

c) permitir livre acesso da distribuidora acessada ao sistema de medição e aos dados medidos;

d) disponibilizar à distribuidora acessada o acesso remoto ao sistema de medição;

e) assumir eventuais custos para permitir a leitura remota pelo sistema de coleta de dados da distribuidora, caso opte por utilizar equipamentos distintos dos especificados pela distribuidora; e

a) instalar, operar, manter e arcar com a responsabilidade técnica e financeira dos sistemas de medição das unidades consumidoras e das distribuidoras que acessam suas instalações, observando prazo se condições estabelecidos na regulamentação vigente;

b) instalar, operar, manter e arcar com os custos de instalação e operação do sistema de comunicação de dados utilizado para leitura do sistema de medição das unidades consumidoras e de distribuidoras que acessam suas instalações;

c) ser o agente de medição responsável pelo sistema de medição das unidades consumidoras e das distribuidoras que acessam suas instalações, perante a CCEE;

d) acompanhar e aprovar a instalação e a manutenção do sistema de medição utiliza do para faturamento das centrais geradoras e dos Importadores ou exportadores de energia elétrica;

e) elaborar e dar publicidade em meio eletrônico às suas normas referentes ao sistema de medição, incluindo as normas de segurança a serem observadas para instalação, vistoria, comissionamento, operação e manutenção de sistemas de medição;

f) garantir a sinalização da violação de componentes dos sistemas de medição para faturamento, por meio de lacres ou dispositivos similares;

g) observar as normas e procedimentos de segurança das instalações dos usuários; e

h) fornecer o atestado de recebimento dos sistemas de medição para faturamento implantados em suas Instalações.

12.1. O consumidor é responsável pelos custos de adequação do sistema de medição para conexão de unidade consumidora com minigeração distribuída ou instalação de minigeração distribuída em unidade consumidora existente. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

12.2. Os custos de adequação a que se refere o item 12.1 correspondem à diferença entre os custos do sistema de medição requerido para o Sistema de Compensação e o sistema de medição convencional utilizado em unidade consumidora do mesmo nível de tensão. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

13. São responsabilidades da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE:

a) analisar a solicitação de mapeamento do ponto de medição e elaborar o Parecer de Localização do Ponto de Medição, ou outro documento que venha a substituí-lo, e disponibilizá-lo ao agente de medição;

b) analisar a solicitação de inclusão do ponto de medição no sistema da CCEE, conforme proposto pelo agente de medição;

c) validar as atualizações de cadastro do ponto de medição no sistema da CCEE;

d) analisar e, eventualmente, aprovar exceções nos procedimentos e configuração de instalação do sistema de medição de usuários que contabilizam energia na CCEE, podendo apresentar soluções alternativas;

e) disponibilizar para consulta todas as Informações de cadastro do ponto de medição para os agentes;

f) estabelecer o plano de endereça mento e protocolos Transmission Control Protoool/lnternet Protoool - TCP/IP e os parâmetros de configuração de Virtual Private Network - VPN para a rede de comunicação do sistema de medição para faturamento, nos casos em que a CCEE tiver acesso direto ao medidor; e

g) disponibilizar ao ONS os dados coletados pela CCEE, conforme disposto no Acordo Operacional e neste Módulo S.

Requisitos mínimos
14. Os medidores utilizados para faturamento devem ter modelo aprovado por portaria específica do lnmetro, conforme a legislação metrológica.

14.1. Os equipamentos de gestão de iluminação pública utilizados para medição e faturamento, de que tratam as Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, devem atender aos requisitos dispostos na legislação metrológica e nas instruções da ANEEL. Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.050 (DOU de 07.12.2022), efeitos a partir de 07.12.2022. Redação Anterior

15. Os agentes responsáveis pela instalação dos sistemas de medição devem fazer o registro de cadastro de todos os equipamentos de medição, contendo:

16. O sistema de medição utilizado para faturamento de unidades consumidoras do Grupo B deve:

b) disponibilizar as informações da medição por melo que permita ao consumidor acompanhar a leitura do medidor.

16.1. Para as unidades consumidoras enquadradas na modalidade tarifária branca, a distribuidora deve utilizar sistema de medição capaz de apurar o consumo em pelo menos quatro postos tarifários, devendo ser programáveis o início e o fim de cada posto, disponibilizando as seguintes informações:

a) valor da energia elétrica ativa consumida, em kWh, acumulada por posto tarifário; e

16.2. O consumidor pode optar pelo sistema de medição com funcionalidades adicionais, capaz de fornecer, além dos dados descritos no item 16.1, as seguintes Informações:

b) data e horário de início e fim das últimas 100 interrupções de curta e de longa duração; e

e) os últimos 12 valores calculados dos indicadores de Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária - DRP e de Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica - DRC.

16.3. As informações descritas na alínea "a" do item 16.1 e no item 16.2 devem estar disponíveis por meio de interface para aquisição local dos dados do medidor em formato aberto.

16.4. Os dados relativos às interrupções de curta e de longa duração e aos indicadores DRP e DRC descritos nas alíneas "b" e "c" do item 16.2. podem ser contabilizados no próprio medidor ou em dispositivo externo, e disponibilizados em mostrador no medidor ou de forma remota.

16.5. Nos casos da opção prevista no item 16.2, a responsabilidade financeira do consumidor se restringe ao custeio da diferença de custo entre o sistema de medição com funcionalidades adicionais e o sistema de medição que possua os requisitos mínimos necessários ao faturamento da tarifa branca.

16.6. Quando da instalação do sistema de medição com funcionalidades adicionais, a distribuidora deve informar previamente ao consumidor acerca das funcionalidades do referido sistema e das informações por ele disponibilizadas.

16.7. Para as unidades consumidoras que optarem pela modalidade de pré - pagamento, o sistema de medição deve, no mínimo:

b) possuir alarme visual e sonoro que informe ao consumidor a proximidade do esgotamento dos créditos;

c) disponibilizar as informações e os alarmes por meio de equipamento a ser instalado no interior do imóvel do consumidor; e

d) permitir a alteração do valor de referência a partir do qual se iniciam os alarmes.

16.8. Para as unidades consumidoras que optarem pela modalidade de pós pagamento eletrônico, o sistema de medição deve, no mínimo:

b) possuir alarme visual e sonoro a ser acionado 15 dias antes da data prevista para a suspensão do fornecimento; e

e) disponibilizar as informações e os alarmes por meio de equipamento a ser instalado no interior do imóvel do consumidor.

17. o sistema de medição utilizado para o faturamento dos usuários conectados em média e alta tensão de distribuição deve atender aos requisitos mínimos descritos a seguir:

a) ser capaz de apurar, para consumo ou geração, de acordo com as características do usuário, as seguintes grandezas: energia ativa, em kWh; energia reativa, em kvar; demanda ativa integralizada em intervalo programável de 5 a 60 (minutos, em kW; e demanda reativa Integralizada em intervalo programável de 5 a 60 minutos, em kvar.

b) possuir memória de massa com as seguintes características: capacidade de armazenamento de dados de energia ativa, energia reativa, tensão e, opcionalmente, demanda ativa e reativa; capacidade de registro dos montantes consumidos e dos montantes injetados na rede, separadamente, quando necessário; Intervalo de integralização fixo em 5 minutos, ou programável de 5 a 60 minutos; e " armazenamento de dados referentes a, no mínimo, 37 dias de uso;

c) ser provido de: interface para aquisição local dos valores medidos e da memória de massa em formato aberto; quando aplicável, mecanismo de sincronismo de tempo via comando por central de aquisição de dados ou, opcionalmente, por Global Positioning System - GPS;

1. medidor com identificação alfanumérica de, pelo menos, 14 dígitos; e; saída de pulsos para controlador de demanda.

17-A Adicionalmente aos requisitos estabelecidos no Módulo 3 do PRODIST, a partir de 1° de janeiro de 2024, o sistema de medição utilizado na conexão de microgeração ou minigeração distribuída em unidades consumidoras do grupo A deve atender aos requisitos mínimos a seguir: Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

a) ser capaz de apurar as seguintes grandezas: Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

i) energia ativa, em kWh, consumida e injetada; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

ii) energia reativa, em kvarh, consumida e injetada; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

iii) potência ativa, demandada e injetada, integralizada em intervalo programável de 5 a 60 minutos, em kW; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

iv) potência reativa, demandada e injetada, integralizada em intervalo programável de 5 a 60 minutos, em kvar; e Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

v) tensão em regime permanente de cada fase, agregada em intervalo de 10 minutos, em V. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

b) ser capaz de: Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

i) disponibilizar as informações da medição de energia ativa e reativa, para consumo e injeção, por meio que permita ao consumidor acompanhar a leitura do medidor; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

ii) disponibilizar as informações da potência ativa e reativa, para demanda e injeção, por meio que permita ao consumidor acompanhar a leitura do medidor; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

iii) registrar a data e o horário de início e fim das últimas 100 interrupções de curta e de longa duração; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

iv) registrar informações que permitam calcular os indicadores DRP e DRC; e Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

v) permitir atualização remota de firmware e de parâmetros de tarifação. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

c) possuir memória de massa com as seguintes características: Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

i) capacidade de armazenamento de dados de energia ativa, energia reativa, tensão, e demanda ativa e reativa; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

ii) capacidade de registro dos montantes consumidos e dos montantes injetados na rede, separadamente; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

iii) intervalo de integralização programável de 5 a 60 minutos; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

iv) armazenamento de dados referentes a, no mínimo, 37 dias de uso; e Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

v) registro das informações de que tratam os itens iii e iv da alínea anterior. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

d) ser provido de: Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

i) possibilidade de comunicação remota; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

ii) interface para aquisição local dos valores medidos e da memória de massa em formato aberto; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

iii) mecanismo de sincronismo de tempo; Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

iv) medidor com identificação alfanumérica de, pelo menos, 14 dígitos; e Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

v) interface de saída de dados para gestão de carga. Acrescentado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023

17.1. As especificações estabelecidas no item 17 também são aplicáveis aos sistemas de medição instalados em subestação de distribuição.

17.2. É facultado ao usuário solicitar ou efetuar a instalação de alimentação auxiliar em seu sistema de medição, desde que a fonte não seja interruptível e que ele arque com todos os custos e adaptações decorrentes dessa opção, incluindo ressarcimento à distribuidora pela aquisição e Implantação.

17.3. No caso de unidades consumidoras livres e especiais, o consumidor pode solicitar a instalação do medidor de retaguarda, observando-se o que se segue:

a) o consumidor deve ressarcir a distribuidora pelo custo de aquisição e implantação do medidor de retaguarda;

b) o consumidor é responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação do medidor de retaguarda;

c) a distribuidora deve contabilizar os valores associados ao ressarcimento de que trata a alínea "a" no Subgrupo Créditos, Valores e Bens, conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico; e

d) o medidor de retaguarda deve ser vinculado à respectiva concessão ou permissão e registrado pela distribuidora no seu ativo imobilizado em serviço, em contrapartida do Subgrupo Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica, conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.

17.4. É admitida a utilização de sistemas encapsulados de medição a transformador a seco, desde que observadas as especificações técnicas do medidor, dos transformadores de instrumentos e da comunicação.

18. Quando necessário, o sistema de medição deve ser capaz de diferenciar o consumo ou a geração, além dos postos tarifários definidos na regulamentação vigente, com possibilidade de programação do horário de verão.

19. O sistema de medição utilizado para faturamento de unidades consumidoras do Grupo B participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica deve atender às mesmas especificações exigidas para as outras unidades consumidoras do Grupo B do mesmo nível de tensão, acrescido da funcionalidade de medição bidirecional de energia elétrica ativa. Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.059/2023 (DOU de 10.02.2023), efeitos a partir de 10.02.2023 Redação Anterior

19.1. Para as instalações em baixa tensão. a medição bidirecional pode ser realizada por meio de dois medidores unidirecionais, sendo um medidor destinado a apurar a energia ativa consumida e outro para apurar a energia ativa injeta da na rede.

20. A critério da distribuidora, as informações apuradas pelos sistemas de medição podem ser disponibilizadas em meios alternativos, com vistas a facilitar o acesso às informações pelo usuário, adicionalmente às exigências metrológicas.

21. A distribuidora pode, a seu critério, utilizar sistema de medição que disponibilize informações adicionais ou que possua requisitos superiores aos minimamente exigidos para cada usuário, observando a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária.

2.2. Os transformadores de instrumentos, TP e TC, utilizados no sistema de medição para faturamento devem:

a) ter um enrolamento secundário exclusivo pra o sistema de medição utilizado no faturamento;

b) ser especificados de modo a considerar a situação normal de carregamento e situações de contingência, devendo estar de acordo com o medidor associado;

c) ter condutores com seção compatível com a carga máxima nominal do enrolamento secundário do TC;

d) ter condutores do TP que não Introduzam um erro sistemático de medição superior a 0,05% para um fator de potência indutivo de 0,8; e

22.1. Na ausência de normas nacionais, devem ser observadas as normas internacionais.

23. Os medidores e transformadores para instrumentos instalados em novos usuários ou substituídos em usuários com instalações já conectadas devem atender às especificações definidas na Tabela 1.

Tabela 1 - Especificação da classe de exatidão mínima dos medidores e transformadores de instrumentos de sistemas de medição utilizados para faturamento dos usuários.

23.1. Para unidades consumidoras do Grupo B, admite - se o reaproveitamento de medidores da Classe A adquiridos antes de 1° de janeiro de 2021.

23.2. O TP e o TC devem garantir a classe de exatidão especificada na Tabela 1 para tensões compreendidas na faixa de 90% a 110% da tensão nominal, com frequência nominal.

23.3. Os equipamentos de gestão de iluminação pública utilizados para medição e faturamento, de que tratam as Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, devem possuir classe de exatidão A ou melhor, observada a regulamentação técnica metrológica do Inmetro e as instruções da ANEEL. Alterado pela Resolução Normativa ANEEL n° 1.050 (DOU de 07.12.2022), efeitos a partir de 07.12.2022. Redação Anterior

24. Na hipótese de o sistema de medição ser provido de sistema de comunicação remota, a distribuidora acessada deve adotar procedimentos e tecnologias que assegurem a segurança dos dados trafegados.

25. As caixas, cubículos e padrões de medição devem possuir grau de proteção para Invólucro de equipamentos elétricos (código IP) da ABNT correspondente às condições de instalação dos equipamentos.

26. O sistema de medição deve possuir marcas de selagem (lacres ou outros dispositivos de segurança que permitam a fácil visualização de quaisquer indícios de violação.

Instalação do sistema de medição
27. O processo de instalação do sistema de medição utilizado para faturamento envolve, quando cabível, as seguintes etapas:

a) procedimentos iniciais, com a avaliação da necessidade de instalação de sistema de medição;

c) elaboração e a provação do projeto do sistema de medição para faturamento;

28. Para fins de instalação do sistema de medição, a distribuidora deve Informar ao usuário as responsabilidades que lhe cabem, bem como solicitar as informações necessárias.

29. Todas as informações a serem disponibilizadas pelo usuário devem constar dessa solicitação inicial da distribuidora.

29.1. A distribuidora não pode atrasar as etapas de instalação devido à requisição de informações adicionais não constantes na lista inicial.

29.2. A distribuidora é responsável por elaborar e encaminhar à CCEE o diagrama unifilar do ponto de conexão e do sistema de medição de unidades consumidoras livres e especiais e de· distribuidoras que acessam suas instalações.

29.3. Quando se tratar de centrais geradoras, importadores ou exportadores, o usuário é responsável por elaborar e encaminhar à CCEE o diagrama unifilar do ponto de conexão e do sistema de medição.

30.A distribuidora deve definir em suas normas técnicas as situações nas quais o usuário deve apresentar o projeto das instalações.

31.O projeto das instalações do usuário deve ser realizado por profissional habilitado.

32. Quando julgar necessário, o usuário deve solicitar â distribuidora as informações técnicas necessárias para integração do sistema de medição ao projeto elétrico da sua instalação.

33. A apuração das grandezas elétricas para faturamento deve se dar por meio da instalação de um sistema de medição individual para cada usuário, exceto se expressamente disposto em contrário.

33.1. Quando ocorrer compartilhamento da instalação entre usuários, é permitida a medição por diferença, desde que seja técnica e/ou economicamente justificável, e a critério da distribuidora acessada (no caso de usuários que não contabilizam energia na CCEE) ou da CCEE (no caso de usuários que contabilizam energia na CCEE).

33.2. A medição por diferença consiste na apuração das grandezas elétricas necessárias ao faturamento de determinado usuário, por meio de operações algébricas de grandezas apuradas em outros sistemas de medição utilizados para faturamento, ficando dispensada, nesse caso, a instalação de um sistema de medição individual para o usuário.

33.3. Desde que a energia consumida não seja contabilizada na CCEE, a instalação de sistema de medição é dispensada em unidades consumidoras:

c) destinadas ao fornecimento de energia elétrica para semáforo, iluminação de vias internas de condomínio e outros equipamentos instalados em via pública.

33.4. No caso de unidade consumidora classifica da como iluminação pública e alimentada por circuito exclusivo, a distribuidora deve instalar equipamento de medição conforme previsto nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

34.1. Na análise e definição da localização do ponto de medição, a CCEE deve observar, além das definições aqui estabelecidas, os Procedimentos de Comercialização.

34.2. No prazo máximo de 10dias úteis após a entrega, pelo usuário, das Informações a que se refere o Item 28, a distribuidora acessada deve solicitar à CCEE a análise e definição da localização do ponto de medição nas seguintes situações:

b) em caso de migração de unidade consumidora para o Ambiente de Contratação Livre - ACL; ou

34.3. Quando se tratar de centrais geradoras, importadores ou exportadores, o usuário deve solicitar a análise e definição da localização do ponto de medição à CCEE.

34.4. A CCEE deve analisa r e definir a localização do ponto de medição em até 5 dias úteis após receber a solicitação, podendo rejeitar ou solicitar esclarecimentos ou documentos adicionais.

34.4.1. Nos casos em são solicitados esclarecimentos ou documentos adicionais, a CCEE dispõe de novo prazo de 5 dias úteis, após o atendimento pelo solicitante, para concluir a análise.

34.5.O sistema de medição deve ser instalado no ponto de conexão do usuário, exceto quando:

a) a distribuidora optar por instalar medição externa, nos termos do Item 34.9;

b) a perda técnica de potência ativa no trecho de linha entre o ponto de conexão e o sistema de medição for Inferior à metade do erro máximo esperado do sistema de medição, conforme detalhado no Anexo 5.A deste Módulo 5, situação em que se admite a instalação do sistema de medição em local abrigado na propriedade do usuário ou de terceiros; ou

e) for técnica ou economicamente justificável, a pedido do usuário e com a aprovação da distribuidora acessada e da CCEE (para os usuários que contabilizam energia na CCEE).

34.6. Desde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para Instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no sistema de medição para faturamento de usuários contabilizados na CCEE, os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para os demais usuários de sua área de concessão ou permissão.

34.6.1. Os padrões técnicos são aqueles vigentes à época da ligação inicial da unidade ao sistema de distribuição.

34.7. A distribuidora não pode exigir a adequação do padrão de entrada da unidade consumidora em função da substituição do sistema de medição, exceto se:

a) for constatado descumprimento das normas e padrões técnicos vigentes à época da sua ligação inicial;

c) houver inviabilidade técnica devidamente comprovada para Instalação do novo sistema de medição no padrão de entrada existente.

34.8. No caso de unidades consumidoras cujo sistema de medição esteja instalado no lado de baixa tensão do transformador de sua responsabilidade, a compensação das perdas técnicas do transforma dor deve ser realizada conforme detalhado no item 43.

34.9. A distribuidora pode, a seu critério e a suas expensas, Instalar sistema de medição externo à unidade consumidora.

34.9.1. É vedada a instalação de medição externa em locais onde houver patrimônio histórico, cultural e artístico, objeto de tombamento pelo poder publico federal, estadual ou municipal, definidos em lei específica, salvo se houver autorização explicita dos órgãos responsáveis.

34.9.2. Quando instalar medição externa, a distribuidora deve assegurar meio que permita o acompanhamento da leitura do medidor a qualquer tempo.

34.9.3. Quando houver deficiência que impossibilite o acompanhamento da leitura internamente na unidade consumidora, a distribuidora deve providenciar o reparo em até 15 dias após ter conhecimento do fato.

34.9.4. Caso a Implantação da medição externa seja efetuada em até 6 meses da ligação inicial, a distribuidora deve ressarcir o consumidor pelos custos incorridos na preparação do local de medição.

34.9.5. A qualquer tempo, o sistema de medição pode ser transferido pela distribuidora para o Interior da propriedade do consumidor, sem que isso enseje qualquer ônus ao consumidor.

a) a distribuidora acessada é responsável por realizar o projeto de medição, quando entender necessário;

b) a distribuidora acessada é responsável pela montagem do sistema de medição, o que deve ocorrer após a vistoria e aprovação das Instalações de entrada da unidade consumidora, conforme prazos e regras de atendimento estabelecidos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

36. No caso de unidades consumidoras de consumidores livres ou especiais e de distribuidoras que acessam outras distribuidoras:

a) a distribuidora acessada é responsável por realiza r o projeto de medição, a montagem e o comissionamento do sistema de medição e seu respectivo relatório;

b) o prazo máximo para realização do projeto de medição pela distribuidora é de 10 dias úteis, contados a partir da emissão do Parecer de Localização do Ponto de Medição pela CCEE;

e) a instalação do sistema de medição pela distribuidora se dá após realizada a vistoria e aprovadas as instalações de entrada (ou do ponto de conexão) do usuário, conforme prazos e regras de atendimento estabelecidas nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

d) o comissionamento deve ser realizado imediatamente após a montagem do sistema de medição, tendo a distribuidora um prazo de 10 dias úteis para a emissão do relatório de comissionamento;

e) durante o comissionamento, o usuário pode, a seu critério, acompanhar os servíç.os realizados pela distribuidora; e

f) após a conclusão do relatório de comissionamento, observando ainda eventuais procedimentos relacionados à adesão à CCEE, a distribuidora deve solicitar o cadastro do ponto de medição no sistema da CCEE em até 5 dias úteis, salvo hipótese de início da operação comercial na CCEE em momento futuro.

O prazo total para adequação ou instalação do sistema de medição de unidades consumidoras que terão energia contabilizada na CCEE deve observar as etapas previstas neste Módulo 5 e os prazos e regras de atendimento estabelecidos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

a) o usuário é responsável por realizar o projeto, a montagem e o comissionamento do sistema de medição para faturamento e seu respectivo relatório;

c) a distribuidora deve avaliar o projeto de medição em até 10 dias úteis após seu recebimento, comunicando ao usuário a sua aprovação ou reprovação, informando, neste último caso, todas as correções necessárias;

d) o usuário deve montar e realizar o comissionamento do sistema de medição com o acompanhamento da distribuidora, submetendo o relatório de comissionamento à aprovação;

e) a distribuidora deve avaliar o relatório de comissionamento em até 10 dias úteis após seu recebimento, comunicando ao usuário a sua aprovação ou reprovação, informando, neste último caso, todas as correções necessárias; e

f) após a aprovação do relatório de comissionamento referente a centrais geradoras que não estejam em operação em teste, o titular da central geradora deve solicitar o cadastro do ponto de medição nos sistemas da CCEE.

Uso, operação e manutenção do sistema de medição 38. A distribuidora deve disponibilizar gratuitamente:

a) porta para o acesso remoto ao sistema de medição às distribuidoras que acessam suas instalações; e

b) a saída para o usuário de que trata a alínea "e" do item 17 aos consumidores.
39. Os agentes responsáveis pelo sistema de medição e a CCEE devem manter os dados referentes às leituras dos medidores, relatórios de inspeção e manutenção, resultados de calibrações e alterações de cadastro dos sistemas de medição por um período mínimo de 10 anos.

40. As marcas de selagem (lacres) do sistema de medição, caixas e cubículos somente podem ser rompidos por representante da distribuidora.

41. Para a Inspeção do sistema de medição utilizado para faturamento devem ser observados os procedimentos estabelecidos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

Compensação das perdas técnicas
42. As perdas técnicas de responsabilidade do usuário, que não tenham sido apuradas em função da localização do medidor em local diverso do seu ponto de conexão, devem ser acrescidas ou subtraídas, a depender do fluxo de energia, dos valores medidos de energia e demanda ativas e reativas, conforme regras de compensação definidas nos itens 43 a 46.

43. A compensação das perdas técnicas nos transformadores de responsabilidade dos usuários cujo ponto de entrega ou ponto de conexão se localize no lado de alta tensão do transformador e o sistema de medição se localize no lado de baixa tensão do transformador deve ser realizada aplicando - se os seguintes percentuais de compensação:

a) 1, 0% aos valores medidos de demanda e de energia ativas e reativas, nos atendimentos em tensão superior a 44 kV; ou

b) 2, 5% aos valores medidos de demanda e de energia ativas e reativas, nos atendimentos em tensão igual ou inferior a 44 kV.

44. Nos casos de medição por diferença, as perdas técnicas totais nas instalações de responsabilidade dos usuários devem ser compensadas de acordo com a proporção do consumo ou da geração medidos em cada um deles, exceto se:

a) um dos usuários afetados optar por arcar com todas as perdas técnicas das Instalações compartilhadas, situação na qual a compensação deve ocorrer apenas em seu faturamento; ou

b) a distribuidora acessada optar por arcar com as perdas técnicas das instalações compartilhadas entre os usuários, situação na qual não deve haver compensação no faturamento dos usuários e a distribuidora não fará jus ao reconhecimento dessas perdas.

45. Para a compensação de perdas técnicas em linhas de distribuição ou em instalações de interesse restrito, em que o sistema de medição não esteja Instalado no ponto de entrega ou no ponto de conexão do usuário, deve ser aplicado o procedimento descrito no Anexo 5.A deste Módulo 5.

46. Para as unidades consumidoras do Grupo B que possuem medição externa, nos termos do item 34.9, as perdas técnicas ocorridas no ramal de conexão devem ser calculadas conforme metodologia disposta no Anexo 5.B deste Módulo 5, e reduzidas dos valores medidos de energia elétrica.

Seção 5.2
Sistemas de medição utilizados para coleta de dado se apuração de parâmetros de qualidade da energia elétrica

Responsabilidades
47. responsabilidade da distribuidora instalar, operar, manter e arcar com os custos dos sistemas de medição destinados à coleta de dados e à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica.

48. Os sistemas de medição destinados à coleta de dados do sistema de distribuição devem, no mínimo:

a) ser capazes de apurar a demanda ativa e a demanda reativa, integralizadas em intervalos de 15 ou 5 minutos, em kW e kvar, respectivamente;

b) possuir capacidade de medição em quatro quadrantes, caso haja possibilidade de se ter fluxo de energia nos dois sentidos no ponto de medição;

e) possuir classes de exatidão dos equipamentos iguais ou superiores às classes de exatidão estabelecidas na Tabela 1, conforme o nível de tensão em que o sistema será instalado; e

d) ser provido de memória de massa com capacidade de armazenar dados de energia ativa, energia reativa, tensão e, opcionalmente, demanda ativa e reativa, considerando separadamente os montantes consumidos e os gerados, quando necessário.

48.1. O Intervalo de armazenamento da memória de massa pode ser fixado em 5 minutos, ou programável de 5 a 60 minutos, devendo armazenar dados referentes a, no mínimo, 37 dias de uso.

48.2. Devem ser utilizadas na coleta de dados do sistema de distribuição as informações disponíveis nos medidores eletrônicos existentes nas unidades consumidoras, nos sistemas de distribuição e nas subestações de distribuição, desde que atendam aos requisitos mínimos definidos no item 48.

48.3. Quando necessário.as informações não obtidas conforme descrito no item 48.2 devem ser complementadas com campanhas de medição.

49. Os sistemas de medição destinados à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica, abrangendo a qualidade do produto, devem, no mínimo:

a) ser providos de protocolos estabelecidos pelas normas vigentes da International Electrotechnical Comission - IEC 61000 série 4 ou normas técnicas brasileiras; e

b) utilizar método de medição Classe A ou S, conforme norma vigente da IEC 61000-4-30.

49.1. Alternativamente, até o ano de 2030, para a medição de tensão em regime permanente:

b) os valores eficazes podem ser calculados a partir de amostras coletadas em janelas sucessivas, as quais compreendem uma sequência de 12 a 15 ciclos (0, 2 a 0, 25 segundos).

49.2.O uso de instrumentos Classe A é obrigatório apenas para a solução de disputas específicas.

50. Os sistemas de medição destinados à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica devem apurar as leituras por meio de equipamentos que operem segundo o princípio da amostragem digital.

50.1. Os sistemas de medição destinados à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica devem permitir que sejam obtidas, no mínimo, as seguintes informações:

a) valores dos indicadores individuais associados à tensão em regime permanente, conforme estabelecido no Módulo 8 do PRODIST;

d) valores dos indicadores associados com a distorção harmônica total de tensão, conforme estabelecido no Módulo 8 do PRODIST;

e) valores dos Indicadores de distorção harmônica Individual de tensão até a ordem harmônica máxima, conforme estabelecido no Módulo 8 do PROOIST;

f) valores do fator de desequilíbrio de tensão, conforme estabelecido no Módulo 8 do PROOIST;

g) valores dos indicadores de flutuação de tensão, conforme estabelecido no Módulo 8 do PRODIST; e

h) duração e amplitude dos eventos de variação de tensão de curta duração, indicando a data e hora de início de cada evento.

50.2. Para os equipamentos exclusivos de medição de tensão em regime permanente, aplicam - se as alíneas "a", "b" e "c" do item 50.1.

50.3. As medições devem corresponder ao tipo de ligação do usuário, abrangendo medições entre todas as fases e o neutro fornecidos no ponto de conexão.

50.3.1. Caso o neutro não seja fornecido pela distribuidora no ponto de conexão, a medição deve ser realizada entre as fases.

a) ter as mesmas especificações entre si e suas cargas devem corresponder a impedâncias semelhantes; e

b) ser conectados preferencialmente em Y-Y aterrado, independentemente do tipo ou da classe de tensão.

50.4.1. Para os casos sem conexão à terra podem ser utilizados, excepcionalmente, arranjos para os TP do tipo V.

50.5. Para a medição dos indicadores de flutuação de tensão, deve·se utilizar sistema de medição ajustado para o nível de tensão correspondente.

50.6. Para fins do cálculo de distorções harmônicas, o sistema de medição deve apurar, no mínimo, até a 40!ordem harmônica.

50.7. As medições de usuários devem ser efetuadas no ponto de conexão, salvo nas situações descritas a Seguir:

a) quando a Instalação do equipamento de medição no ponto de conexão vier a comprometer a segurança do equipamento e de pessoas, ou apresentar Impossibilidade técnica: a instalação pode ser realizada no ponto de derivação da rede da distribuidora com o ramal de conexão do usuário; a estimativa da queda de tensão no ramal de conexão, para o caso específico da medição de tensão em regime permanente, fica sob a responsabilidade da distribuidora; a distribuidora deve disponibilizar ao usuário o memorial de cálculo da estimativa da queda de tensão do ramal de conexão;

b) quando a medição para fins de faturamento for realizada por meio de medidores encapsulados, instalados no sistema de baixa tensão, e cujos circuitos de corrente e de tensão não sejam acessíveis para as unidades consumidoras conectadas no sistema de média tensão: a instalação do equipamento de medição pode ser realizada no lado secundário do transformador de potência, considerando-se a relação de transformação para o caso específico da tensão em regime permanente; no caso dos demais indicadores da qualidade do produto em regime permanente.constantes do Módulo 8 do PRODIST, os valores obtidos devem ser comparados com os limites referentes ao mesmo nível de tensão do ponto de instalação física do instrumento de medição;

c) para usuários conectados no sistema de alta tensão com equipamentos de medição instalados no sistema de média tensão: a instalação do equipamento de medição pode ser realizada no lado secundário do transformador de potência; deve ser considerada a relação de transformação no caso específico da tensão em regime permanente; e

d) quando a medição de tensão for permanente, o local de instalação do sistema de medição deve seguir o disposto no item 34.

50.8. Os sistemas de medição utilizados no registro de energia e demanda reativas, para apuração do fator de potência, devem:

a) ser preferencialmente eletrônicos, empregando o princípio da amostragem digital; e

51. Os medidores instalados para faturamento dos usuários também podem ser utilizados para:

c) a avaliação da qualidade do produto e do serviço prestado pela distribuidora.

52.A apuração dos fenômenos de qualidade do produto, nos termos do Módulo 8 do PRODIST, pode ser realizada por um único sistema de medição.

Seção 5.3
Leitura do sistema de medição utilizado para faturamento de usuários que contabilizam energia na CCEE

53. A leitura para faturamento consiste em coletar periodicamente os dados registrados e apurados pelo sistema de medição utilizado para o faturamento do usuário.

Responsabilidades
54. A infraestrutura necessária para que a leitura seja realizada deve ser disponibilizada pelo responsável pelo sistema de medição.

55. É responsabilidade das distribuidoras realizar a leitura para fins de faturamento de unidades consumidoras e de distribuidoras que acessam suas instalações.

a) nos casos de coleta direta, nos termos do item 57, realizar testes de comunicação com os sistemas de medição utilizados para faturamento dos usuários, testes de coleta de dados e estabelecer o plano de endereçamento TCP/IP e os parâmetros de configuração de VPN para a rede de comunicação do sistema de medição;

b) disponibilizar ao ONS os dados coletados pelo seu sistema, os quais devem corresponder ao disposto neste Módulo 8; e

c) disponibilizar as informações apuradas pelo sistema de medição de centrais geradoras para as distribuidoras por elas acessadas.

a) coleta direta, em que a CCEE faz a leitura remota, coletando os dados diretamente do sistema de medição do usuário por meio de infraestrutura exclusiva, provida pelo responsável pelo sistema de medição; e

b) coleta passiva, em que a distribuidora faz a leitura remota, coletando os dados diretamente do sistema de medição do usuário, e os envia ou os disponibiliza à CCEE.

57.1. A CCEE deve disponibilizar para consulta todos os dados de medição coletados, para os agentes relacionados a cada ponto de medição.

a) a distribuidora deve prover toda a infraestrutura de comunicação, conforme definições da CCEE;

b) a distribuidora deve disponibilizar os dados em formato compatível com o sistema da CCEE, conforme regras e procedimentos estabelecidos pela CCEE; e

c) a CCEE deve comprovar a compatibilidade entre seus procedimentos e prazos e o desempenho da coleta e disponibilização dos dados de medição pela distribuidora.
59. No caso da coleta direta:

a) o responsável pelo sistema de medição deve utilizar apenas medidores compatíveis com o sistema da CCEE;

b) a CCEE deve disponibilizar em seu portal eletrônico a relação dos medidores que sejam compatíveis com o seu sistema, explicitando o fabricante, modelo, se possui algoritmo para compensação de perdas técnicas em transformação, firm ware e demais especificações técnicas cabíveis, conforme testes por ela realizados, bem como dos demais medidores já utilizados;

e) a CCEE deve desenvolver e implementar sistema destinado a acessar diretamente a base de dados das distribuidoras, com o objetivo de coletar os dados dos medidores por elas lidos;

d) a CCEE deve divulgar relatórios contemplando o desempenho da coleta e da qualidade dos dados medidos;

e) as distribuidoras devem monitorar os relatórios citados na alínea "d", procedendo aos reparos, substituições e quaisquer outras medidas corretivas, preditivas ou preventivas com vistas à normalização ou à preservação da coleta e da qualidade do dado medido, bem como nos casos em que forem notificadas pela CCEE; e

f) a CCEE deve passar a analisar criticamente dados de medição, com vistas a prospectar faltas, falhas e Inconsistências, casos em que deverá notificar as distribuidoras para as providências necessárias.

60. A leitura dos consumidores que contabilizam energia na CCEE e das distribuidoras que acessam instalação de outra distribuidora deve ser realizada por meio da coleta passiva..

a) a CCEE deve realizar a leitura dos usuários que contabilizam energia na CCEE por meio da coleta direta; e

b) a distribuidora acessada é responsável por todos os custos para viabilizar a comunicação de dados direta entre a CCEE e o usuário, sem direito ao ressarcimento pelo usuário nem tratamento tarifário diferenciado.

61. As distribuidoras devem disponibilizar gratuitamente aos seus consumidores, em local de acesso restrito, os dados de leitura referentes a, no mínimo, os 13 últimos ciclos de faturamento, conforme estabelecido no Módulo 11 do PRODIST.

62. A distribuidora e a CCEE devem assegurar a confidencialidade dos dados medidos.

62.1. Quando ó faturamento de um usuário depender dos dados de medição de terceiros, a distribuidora ou a CCEE devem repassar esses dados ao interessado.

CRITÉRIO DE DESLOCAMENTO E METODOLOGIA PARA COMPENSAÇÃO DE PERDAS EM UNHAS DE DISTRIBUIÇÃO MÓDULO 5 DOS PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL – PRODIST

Em caso de deslocamento do sistema de medição utilizado para faturamento, a perda técnica no trecho de linha entre o ponto de conexão e o sistema de medição, representada como um percentual em relação à máxima potência demandada pelo empreendimento, Pmax (kW), deve ser estimada por:

r é a resistência de sequência positiva da linha de distribuição, em Ω/km;

L é comprimento do trecho de linha de distribuição entre o ponto de conexão e o sistema de medição, em km; e

Imax é a corrente máxima em A, por fase, estimada para a linha de distribuição conforme equação a seguir:

Tp é a incerteza padrão do transformador de potencial (valores referentes aos requisitos mínimos definidos na Tabela 1); e

Desse modo, o sistema de medição pode ser instalado a uma distância L do ponto de conexão, caso a perda percentual PerdaP(%) seja inferior à metade do erro estimado para o sistema de medição que atende aos requisitos mínimos para aquele nível de tensão, ou seja, caso a perda percentual atenda à seguinte desigualdade:

Diante do deslocamento entre o sistema de medição e o ponto de conexão do empreendimento, deve-se considerar nos valores medidos de energia e de demanda ativa o percentual de perdas PerdaP(%). No caso das parcelas relativas à energia e demanda reativas, deve-se considerar o percentual estabelecido a seguir:

ANEXOS.B DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS EM RAMAIS DE CONEXÃO NO CASO DE MEDIÇÃO EXTERNA E PROCEDIMENTO DE DESCONTO DESSAS PERDAS NA FATURA DO CONSUMIDOR

MÓDULO 5
DOS PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL – PRODIST

As perdas técnicas de energia nos ramais de conexão quando da instalação de medição externa são calculadas conforme a expressão:

lmed é a corrente média, em A, calculada para o ciclo de faturamento referente ao mês de cálculo da perda no ramal de conexão, dada por:

Alternativamente, as perdas técnicas de energia nos ramais de conexão podem ser calculadas por meio da aplicação do percentual de 1, 5% sobre a energia mensal ou estimada na unidade consumidora.

Ao adotar quaisquer dos métodos de cálculo descritos neste Anexo, a distribuidora deve aplicá-lo a todas as unidades consumidoras atendidas por sistema de medição externa.

ANEXO VI DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL – PRODIST

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

a) Seção 6.1 - Das informações requeridas: apresenta comandos gerais relacionados aos fluxos de informação, como:

iv. definição do acesso da ANEEL às Informações das distribuidoras, transmissoras e da CCEE.

b) Seção 6.2 - Das informações referentes ao planejamento da expansão do sistema de distribuição: define e detalha os fluxos de informação relacionados ao planejamento da expansão do sistema de distribuição, conforme definido no módulo 2 do PRODIST;

c) Seção 6.3 - Das informações referentes ao acesso ao sistema de distribuição:define e detalha os fluxos de informação relacionados ao acesso ao sistema de distribuição, conforme definido no Módulo 3 do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

d) Seção 6.4 - Das informações referentes aos procedimentos operativos: define e detalha os fluxos de informação relacionados aos procedimentos operativos, conforme definido no Módulo 4 do PRODIST;

e) Seção 6.5 - Das informações referentes ao sistema de medição: define e detalha os fluxos de informação relacionados ao sistema de medição, conforme definido no Módulo 5 do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

f) Seção 6.6 - Das Informações referentes ao cálculo de perdas na distribuição: define e detalha os fluxos de informação relacionados ao cálculo de perdas técnicas na distribuição, conforme definido no Módulo 7 do PRODIST;

g) Seção 6.7 - Das informações referentes à qualidade da energia elétrica:define e detalha os fluxos de informação relacionados à qualidade da energia elétrica, conforme definido no Módulo 8 do PRODIST;

h) Seção 6.8 - Das informações referentes ao ressarcimento de danos elétricos: define e detalha os fluxos de informação relacionados ao ressarcimento de danos elétricos, conforme definido no Módulo 9 do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

i) Seção 6.9 - Das informações referentes ao Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R: define e detalha os f luxos de informação relacionados ao Sistema de Informação Geográfica Regulat6rio - SIG - R, conforme definido no Módulo 10 do PRODIST;

j) Seção 6.10 - Das informações referentes à fatura de energia: define e detalha os fluxos de informação relacionados à fatura de energia, conforme definido no Módulo 11 do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica; e

k) Seção 6.11 - Informações referentes ao atendimento, serviços e demais dados da prestação do serviço.

Objetivo
2. Estabelecer as obrigações relacionadas aos fluxos de informações para a ANEEL, visando atender aos procedimentos, critérios e requisitos dos módulos técnicos do PRODIST e dos regulamentos que definem as regras de prestação do serviço público de distribuição.

Aplicabilidade
3. Os procedimentos definidos neste Módulo devem ser observados por:

Obrigações de âmbito geral
4. As informações requeridas decorrem das obrigações estabelecidas pela ANEEL às partes interessadas nos módulos técnicos do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

5. As partes interessadas possuem as seguintes obrigações com relação às Informações requeridas:

a) fornecer as Informações sob sua responsabilidade relativas às suas atividades nos sistemas de distribuição, em conformidade com o estabelecido nos módulos do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

b) comprometer - se com a correção, veracidade e completitude das informações;

d) fornecer os dados requisitados de acordo com o detalhamento, a padronização e a formatação estabelecidos no PRODIST e demais instruções da ANEEL, ou, na ausência desses, na forma determinada pela ANEEL para o Intercâmbio específico;

e) cumprir prazos e periodicidades estabelecidos na legislação para apresentação das informações;

f) informar ao destinatário, caso sejam identifica das incorreções nos dados ou nas informações fornecidas, o problema ocorrido e providenciar a sua imediata correção; e

g) atender às solicitações da ANEEL para analisar eventual inconsistência dos dados.

6. O detalhamento dos dados a serem enviados poderão ser definidos em instrução específica da ANEEL.

Cronogramas e condições do intercâmbio de Informações
7. O cronograma de intercâmbio de Informações é variável, conforme a ação realizada, a qual pode ser diferenciada entre situação normal, de risco ou de emergência.

8. Nas informações requeridas estão estabelecidos os fluxos, os conteúdos, o caráter e a periodicidade das informações intercambiadas entre partes interessadas. O detalhamento das exigências técnicas e normativas encontra - se em cada um dos módulos do PRODIST e demais regulamentos da prestação do serviço de distribuição.

Protocolos, métodos - meios de comunicação
9. Os protocolos de comunicação usados pelas partes interessadas devem garantir que as informações possam ser intercambiadas sem prejuízo de interoperabilidade entre computadores, unidades terminais remotas e os sistemas de comunicação e informações.

10. Os protocolos abertos utilizados pelas partes interessadas devem ser capazes de apontar possíveis situações de erros e possuir instrumentos de validação de mensagens de modo a garantir a confiabilidade da comunicação.

11. Os procedimentos para a comunicação verbal entre os operadores dos COD e as partes interessadas devem ser estabelecidos nos protocolos utilizados pelos agentes.

12. Os métodos e meios de comunicação utilizados pelas partes interessadas para o intercâmbio de informações devem proporcionar o pleno cumprimento de suas obrigações estabelecidas no PRODIST.

13. As informações devidas pelas partes interessadas à ANEEL devem ser disponibilizadas de acordo com as orientações específicas determinadas pela Agência.

14. As áreas de gestão de dados das partes interessadas devem buscar permanentemente a aplicação de novas tecnologias para a coleta, arquivamento, tratamento e transmissão dos dados e informações.

Definição do acesso às informações
15. Os direitos das entidades setor ais em obter as informações necessárias ao desempenho das suas funções estão estabelecidos na regulação de que tratam da prestação de serviços públicos de distribuição de energia elétrica.

16. De forma complementar, quando couber, as partes interessadas devem observar os Procedimentos de Rede, as Regras e Procedimentos de Comercialização e os Procedimentos de Regulação Tarifária.

Seção 6.2
Das Informações referentes ao planejamento da expansão do sistema de distribuição

Fluxo das Informações da distribuidora para a ANEEL
17. Os dados do Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD, que devem ser entregues em formato específico definido pela ANEEL, apresentam o resultado dos estudos de planejamento elétrico e energético da distribuição, baseando-se no planejamento do SDAT, SED, SDMT e SDBT conforme horizontes definidos no Módulo 2 do PRODIST e especificado nas tabelas a seguir.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Obras do SDAT e SED	As obras devem ser cadastradas individualmente e compostas por módulos de equipamentos		Anual, até 30 de abril, ou quando solicitado	Devem ser relacionadas separadamente as obras em expansão das redes elétricas, renovação dos ativos de distribuição, melhoria da qualidade do sistema, obras do Programa Luz para Todos, obras vinculadas ao planejamento setorial e obras com participação financeira de terceiros.
Obras do SDAT e SED	As obras devem ser cadastradas individua mente e compostas por módulos de equipamentos		Anual, até 30 de abri. ou quando solicitado	Os módulos devem ser caracterizados por dados técnicos e operativos e por seu valor unitário.
Obras do SDBT e SDMT	As obras podem ser cadastradas individua mente ou de forma agregada e compostas por módulos de equipamentos		Anual, até 30 de abril, ou quando solicitado	Devem ser relacionadas separadamente as obras em expansão das redes elétricas, renovação dos ativos de distribuição, melhoria da qualidade do sistema, obras do Programa Luz para Todos, obras vinculadas ao planejamento setorial e obras com participação financeira de terceiros
Obras do SDBT e SDMT	As obras podem ser cadastradas individualmente ou de forma agregada e compostas por módulos de equipamentos		Anual, até 30 de abril, ou quando solicitado	Os módulos devem ser caracterizados por dados técnicos e operativos e por seu valor unitário.
Demanda no momento de carga máxima	Por nível de tensão	MW	Anual, até 30 de abril, ou quando solicitado

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Análise do PDD apresentado no ano anterior			Anual, até 30 de abril, ou quando solicitado	A análise crítica consiste na comparação entre o planejado e o realizado, devendo conter as justificativas das diferenças observadas no ano anterior, assim como a declaração das obras e módulos executados sem planejamento prévio.

18. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL, no formato específico definido, a caracterização da carga e de seu sistema elétrico. Tais Informações são descritas nas tabelas a seguir:

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Tipologia de carga	Representada por curvas de carga típicas para um dia útil, um sábado e um domingo, conforme estratificações definidas no Módulo 2	MW	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	- Considerar as premissas de medição definidas no Módulo 2 - A construção das tipologias a partir das medições realizadas deve basear - se em conceitos estatísticos consolidados - A integralização da curva deve ser realizada em intervalos de 15 minutos
Tipologia de carga	Representada por curvas de carga típicas para um dia útil, um sábado e um domingo, conforme estratificações definidas no Módulo 2	MW	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	- Devem ser indicados os postos tarifários (ponta e fora de ponta) - As tipologias devem ser ajustadas ao mercado de energia da distribuidora.
Tipologia de rede	Representada por curvas de carga típicas para um dia útil, um sábado e um domingo, conforme estratificações definidas no Módulo 2	MW	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	- Considerar as premissas de medição definidas no Módulo 2 - A construção das tipologias a partir das medições realizadas deve basear - se em conceitos estatísticos consolidados - A integralização da curva deve ser realizada em intervalos de 15 minutos
Tipologia de rede	Representada por curvas de carga típicas para um dia útil, um sábado e um domingo, conforme estratificações definidas no Módulo 2	MW	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	- Devem ser indicados os postos tarifários (ponta e fora de ponta) - As tipologias devem ser ajustadas ao mercado de energia da distribuidora.
Tipologia dos pontos de injeção	Representada por curvas de carga típicas para um dia útil, um sábado e um domingo	MW	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	- Considerar as premissas de medição definidas no Módulo 2 - A construção das tipologias a partir das medições realizadas deve basear - se em conceitos estatísticos consolidados; A integralização da curva deve ser realizada em intervalos de 15 minutos; - Devem ser indicados os postos tarifários (ponta e fora de ponta).

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Curva de carga/Curva de Rede/Curva de Injeção	Dados das medições que deram origem às tipologias	MW	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	- A integralização da curva deve ser de 15 ou 5 minutos - Devem ser indicados os postos tarifários (ponta e fora de ponta) - A localização da medição deve ter representatividade estatística, considerando as características das unidades consumidoras e das redes de toda sua área de concessão
Relatório da campanha de medição	Projeto e execução do processo		De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	Deve ter no mínimo as seguintes informações: cálculo da amostra; custo do processo; dados das medições realizadas; dados dos equipamentos de medição utilizados; dados dos consumidores e postos de transformação considerados na amostra;validação da amostra, apontando os erros amostrais incorridos e os coeficientes de variações das grandezas explicativas;cronograma da campanha realizada

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Horário de ponta			De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	Proposta justificada de alteração ou manutenção do horário de ponta

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Demanda	Na condição de carga máxima verificada nos últimos 12 meses	MW	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	Deve ser informado o valor de injeção máxima coincidente em cada subgrupo tarifário, bem como o valor de demanda máxima individual de cada subgrupo tarifário.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Relatório da Pesquisa de Posse de Equipamentos e Hábitos de Consumo			De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP, a cada dois ciclos de revisão tarifaria periódica	A pesquisa deve ser feita de forma aleatória, englobando toda a área de concessão e basear - se em conceitos estatísticos consolidados

19. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL, no formato especifico definido, os dados necessários para cálculo dos custos médios. Tais informações são descritas nas tabelas a seguir:

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Energia faturada	- Energia faturada anual das unidades consumidoras por nível de tensão - Valores classificados para as redes urbanas e rurais.	MWh	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	O período a ser considerado é de 12 meses completos conforme cronograma de revisão tarifária.

Tabela 10 - Dados de custo dos elementos físicos para cálculo dos custos marginais

20. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL, no formato específico definido, os dados necessários para cálculo do encargo de conexão dos consumidores do subgrupo A1. Tais informações são descritas nas tabelas a seguir:

21. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL no formato específico definido, os dados necessários para cálculo da tarifa de uso dos sistemas de distribuição das centrais geradoras - TUSDg conectadas no nível de tensão de 138 ou 88 kV. Tais informações são descritas nas tabelas a seguir:

Fluxo de informações da distribuidora para a ANEEL
21. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL os registros relativos aos processos de conexão de usuários, contendo:

Fluxo de informações da distribuidora para a ANEEL
23. A distribuidora deve enviar à ANEEL as informações relativas às condições operativas e a manutenção na rede.

Fluxo de Informações da distribuidora para a ANEEL
23. A distribuidora encaminha à ANEEL os registros relativos aos processos medição e leitura no sistema de distribuição e nos usuários, contendo:

Fluxo de informações da CCEE para a ANEEL
2. Dados Globais: a CCEE deve apurar e enviar à ANEEL as perdas de energia nas DITs compartilhadas.

Fluxo de informações de distribuidora pare e ANEEL
26. Dados Globais: correspondem àqueles inerentes a todo o sistema de distribuição e das DIT de uso exclusivo, quando couber, e devem ser enviados conforme modelo a ser fornecido pela ANEEL.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Perdas Técnicas de Energia do Segmento	Para cada segmento do sistema de distribuição.	MWh/ano	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Peri6dica - RTP	Cálculo das perdas de energia para os segmentos da distribuidora, apontando a metodologia utilizada. Deve discriminar as perdas por segmento, assim com as perdas de energia ocorridas nas DIT exclusivas.
Perdas Técnicas de Energia nas Transformações	Para as relações de transformação.	MWh/ano	De acordo com o cronograma da RTP	Cálculo das perdas de energia para cada relação de transformações da distribuidora, apontando a metodologia utilizada.
Estimativa de perdas não técnicas	Para cada nível de tensão	MWh/ano	De acordo com o cronograma da RTP	Estimativa de consumo Irregular por nível de tensão.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Diagrama unifílar do sistema de alta tensão e das DIT exclusivas			De acordo com o cronograma da RTP	Deve possibilitar a identificação das instalações por tensão e entre instalações próprias e DIT.

27. Dados das unidades consumidoras: aplicáveis para consumidores do SDBT.
Tabela 20 - Unidades consumidoras

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Número de unidades consumidoras	Para o SDBT, por tipo de ligação, medição e tensão de fornecimento.		De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Perl6dica - RTP	Quantidade por tipo de ligação (monofásica, bifásica, trifásica) com informações sobre a quantidade de condutores (monofásica a três fios ele.), tensão de fornecimento (fase/neutro) e existência de medição.
Comprimento típico do ramal de conexão		m	De acordo com o cronograma da RTP	O envio dessa informação é facultado à distribuidora. Na ausência da informação, será adotado o comprimento padrão de15 metros.
Condutor típico do ramal de conexão		mm²	De acordo com o cronograma da RTP
Resistência típica do condutor		ohm/km	De acordo com o cronograma da RTP	Resistência média dos condutores dos ramais de conexão com temperatura de referência de 55.

27. Dados dos transformadores de potência: aplicáveis para cada equipamento de transformação, incluindo reguladores de tensão.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código da Subestação	Identificador único para cada subestação.		De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Peri6dica - RTP	Deve equivaler ao campo "COD_ID" da entidade "Subestação" da BDGD.
Código do Transformador ou Regulador	Identificador único para cada transformador.		De acordo com o cronograma da RTP	Deve equivaler ao campo "COD_IO" da entidade "Unidade Transformadora de Subestação" ou "Unidade Reguladora de Subestação" da BDGD.
Tensão nominal do primário	Tensão de linha.	kV	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP
Tensão nominal do secundário	Tensão de linha.	kV	De acordo com o cronograma da RTP
Tensão nominal do terciário	Tensão de linha.	kV	De acordo com o cronograma da RTP	Quando aplicável.
Potência nominal		MVA	De acordo com o cronograma da RTP
Tipo	Monofásico, bifásico ou trifásico.		De acordo com o cronograma da RTP
Perdas em vazio (perdas no ferro)	Dados de placa.	%	De acordo com o cronograma da RTP	Percentual de perda no ferro em relação à potência nominal.
Perdas totais ou em carga nominal	Dados de placa.	%	De acordo com o cronograma da RTP	Percentual de perda total em relação à potência nominal.
Energia	Energia medida no período de análise.	MWh	De acordo com o cronograma da RTP	Energia medida ou estimada no secundário do transformador.
Contabilização do transformador nas perdas das redes do SDAT	A1, A2, A3 ou "Não se aplica".		De acordo com o cronograma da RTP	Indicar, quando couber, em qual nível de tensão as perdas do equipamento foram contabilizadas.

27. Dados dos transformadores de distribuição: aplicáveis a cada equipamento de transformação, incluindo reguladores de tensão.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código do alimentador	Identificação do alimentador que supre o transformador.		De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	O mesmo código do alimentador informado na tabela "Redes do sistema de distribuição em média tensão - SOMT".
Código do Transformador ou Regulador	Identificador único para cada transformador.		De acordo com o cronograma da RTP	Deve equivaler ao campo "COD_ID" da entidade "''Unidade Transformadora de Distribuição" ou "Unidade Reguladora Primária" da BDGD.
Tensão nominal do primário	Tensão delinha.	kV	De acordo com o cronograma da RTP
Tensão nominal do secundário	Tensão delinha.	kV	De acordo com o cronograma da RTP
Potência nominal		kVA.	De acordo com o cronograma da RTP
Tipo	Monofásico bifásico ou trifásico.		De acordo com o cronograma da RTP
Perdas em vazio (perdas no ferro)	Típica do transformador	w	De acordo com o cronograma da RTP
Perdas totais ou em carga nominal	Típica do transformador	w	De acordo com o cronograma da RTP
Resistência típica de aterramento		Ohm	De acordo com o cronograma da RTP	Aplicável para transformadores de sistemas monofásicos com retorno pela terra - MRT.
Energia	Energia medida no período de análise.	MWh	De acordo com o cronograma da RTP	Energia medida nos consumidores ligados ao transformador.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código do alimentador (IDENTIFICADOR)			De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	Deve equivaler ao campo "COD_ID" da entidade "CTMT" da BDGD.
Curva de Carga		MW	De acordo com o cronograma da RTP	Deve observar o formato de envio das medições realizadas na campanha de Medição, definida no Módulo2. Deve conter as medições de todos os dias do período de apuração das informações para o cálculo de perdas.
Dia	Data da medição.		De acordo com o cronograma da RTP	Data que foi realizada a medição da curva de carga.

31. Dados das curvas de carga dos transformadores de distribuição:obtidas por melo da campanha de medição constantes do Módulo 2 do PRODIST.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Rede - Tipo			De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	Redes Tipos que compõe a tipologia da transformação MT/8T.
Código do transformador (IDENTIFICADOR)			De acordo com o cronograma da RTP	Curvas de carga do transformador que compõem a Rede - Tipo anteriormente à etapa de agregação das curvas.
Dia	Data da medição.		De acordo com o cronograma da RTP	Data que foi realizada a medição da curva de carga.
Dia da semana	Dia útil, sábado ou domingo.		De acordo com o cronograma da RTP	Informar se a medição foi realizada em um dia útil, sábado ou domingo.

32. Dados das curvas de carga dos circuitos dos consumidores de baixa tensão: obtidas por meio da campanha de medição constante do Módulo 2 do PRODIST.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Rede Tipo			De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	Redes - Tipos que compõe a tipologia dos consumidores de baixa tensão
Código do consumidor (IDENTIFICADOR)			De acordo com o cronograma da RTP	Curvas de carga do consumidor quê compõem a Redê - Tipo anteriormente à etapa de agregação das curvas
Dia	Data da medição.		De acordo com o cronograma da RTP	Data que foi realizada a medição da curva de carga
Dia da semana	Dia útil, sábado ou domingo.		De acordo com o cronograma da RTP	Informar se a medição foi realizada em um dia útil, sábado ou domingo.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código do transformador da subestação	Identificador único do transformador quê supre o a6mentador.		De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	O mesmo código de transformador informado na tabela "Transformadores de potência".
Código do alimentador	Identificador único do alimentador.		De acordo com o cronograma da RTP	Deverá equivaler ao campo "COD_ID" da entidade "CTMT" da 8DGD.
Tensão nominal	Tensão nominal de operação (tensão de linha).	kV	De acordo com o cronograma da RTP
Tipo	Radial ou em malha(¹)		De acordo com o cronograma da RTP
Comprimento do condutor Tronco		km	De acordo com o cronograma da RTP	Comprimento obtido conforme regra definida no Módulo 7 do PRODIST, discriminado em monofásico, bifásico e trifásico.
Comprimento do condutor Ramal		km	De acordo com o cronograma da RTP	Comprimento obtido conforme regra definida no Módulo 7 do PRODIST, discriminado em monofásico, bifásico e trifásico.
Resistência do cabo tronco		ohm/lcm	De acordo com o cronograma da RTP	Resistência do cabo obtida conforme regra definida no Módulo 7 do PRODIST.
Energia	Energia obtida para o período de análise.	MWh	De acordo com o cronograma da RTP	Energia medida nos consumidores que estão conectados ao alimentador.
Perda de energia no alimentador		MWh/ano	De acordo com o cronograma da RTP	Perda de energia em cada alimentador do SDMT obtida através de estudos realizados pela distribuidora.
Potência injetada máxima da geração distribuída		MVA	De acordo com o cronograma da RTP	Se aplieáve1r>1

(1) Para as redes com operação em malha a distribuidora deve encaminhar um estudo específico de apuração das perdas técnicas no período em análise.

(2) A distribuidora deve encaminhar um estudo específico do fluxo de potência deste caso, objetivando a apuração as perdas técnicas no período em análise.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código do transformador	identificador únko do transformador que supre o circuito.		De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	O mesmo código de transformador informado na tabela "Transformadores de distribuição".
Tensão nominal	Tensão delinha.	V	De acordo com o cronograma da RTP
Tipologia de rede	indicar qual a tipologia correspondente: 1, 2, 3, 4 ou 5.		De acordo com o cronograma da RTP	o envio dessa informação é facultado à distribuidora. Caso não seja preenchido, será utilizada a regra de classificação e constante do Módulo 7 do PRODIST.
Comprimento do circuito		km	De acordo com o cronograma da RTP
Tipo do cabo tronco e do cabo ramal			De acordo com o cronograma da RTP	Conforme definição constante do Módulo 7 do PRODIST.
Tipo	Monofásico, bifásico, trifásico ou misto		De acordo com o cronograma da RTP
Quantidade de fios			De acordo com o cronograma da RTP

Observações: Para as redes com configuração reticulada, devem ser declarados os valores correspondentes na tabela, com a indicação de rede atípica. Adicionalmente, a distribuidora deverá encaminhar um estudo específico de apuração das perdas técnicas referentes ao período de 12 meses.

35. Dados dos coeficientes de Variação dos transformadores de potência, redes do SDMT, transformadores de distribuição e redes do SDBT: obtidas por meio de estudo realizado pela permissionária.

Informação	Especificação	Periodicidade	Observação
Código do Transformador de Potência	Identificador único para cada transformador de potência.	De acordo com o cronograma da Revisão Tarifária Periódica - RTP	Deverá equivaler ao campo "COD_ID" da entidade "Unidade Transformadora de Subestação" da BDGD
Código do alimentador (IDENTIFICADOR)	Identificador único para cada alimentador de média tensão.	De acordo com o cronograma da RTP	Deverá equivaler ao campo "COD_ID" da entidade "CTMT" da BDGD.
Coeficiente de Variação	Valor do Coeficiente de Variação calculado a partir das curvas de carga associadas aos transformadores de potência, alimentadores do SDMT, transformadores de distribuição e redes do SDBT.	De acordo com o cronograma da RTP	Deverá considerar preferencialmente o período anual e valores de demanda com período de integralização mínimo de uma hora; Deverá ser informado um Coeficiente de Variação para cada transformador de potência e alimentador do SDMT; Poderão ser informados Coeficientes de Variação típicos, que representem agrupamentos de transformadores de distribuição e consumidores de baixa tensão.

Fluxo de Informações da distribuidora para a ANEEL
36. A distribuidora deve disponibilizar à ANEEL, para cada ocorrência emergencial, as seguintes informações:

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Ocorrência		Número de ordem	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Descrição	Fato gerador e localização		Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Data do conhecimento		Dia, mês e ano	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Horário do conhecimento		Hora e minuto	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Forma de conhecimento	Registro automático do sistema, informação ou reclamação		Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Data da autorização para o deslocamento da equipe		Dia, mês e ano	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Horário da autorização para o deslocamento da equipe		Hora e minuto	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em melo digital
Data da chegada da equipe no local da ocorrência		Dia, mês e ano	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Horário da chegada da equipe no local da ocorrência		Hora e minuto	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Data do restabelecimento do serviço		Hora e minuto	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Horário de restabelecimento do serviço		Hora e minuto	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital

37. Para cada conjunto de unidades consumidoras afetado por interrupção de longa duração, a distribuidora deve enviar os seguintes dados à ANEEL:

Tabela 30 - Dados sobre cada conjunto afetado por interrupção de longa duração

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código de identificação do conjunto	Conjuntos afetados		Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Número de unidades consumidoras	Unidades consumidoras afetadas em cada mês		Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital

38. Para cada interrupção de longa duração ocorrida em um conjunto, a distribuidora deve enviar os seguintes dados à ANEEL:

Tabela 31 - Dados sobre cada Interrupção de longa duração ocorrida no conjunto

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Fato gerador			Quando solicitada	Mantida por 10 anos em meio digital
Data e horário do Início		Ano, mês, dia, hora e minutos	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Data e horário do restabelecimento		Ano, mês, dia, hora e minutos	Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Número de unidades consumidoras			Quando solicitada	Mantida por 10 anos, em meio digital
Nível de tensão onde o fator gerador foi verificado			Quando solicitada	Mantida por 10 anos em meio digital

Observação: Estes dados devem estar relacionados ao código de identificação de cada unidade consumidora.

39. A distribuidora deve armazenar, em meio digital, relatório com evidências de evento que tenha gerado interrupção em Situação de Emergência, o qual deve ser disponibilizado no seu sítio eletrônico em local de livre e fácil acesso.

Tabela 32 - Relatório com evidências de evento que tenha gerado Interrupção em Situação de Emergência

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Relatório com evidências de evento que tenha gerado interrupção em situação de Emergência			Disponíveis em até 2 meses após o período de apuração das interrupções em Situação de Emergência

40. A distribuidora deve enviará ANEEL, os seguintes indicadores de tempo envolvido no atendimento de ocorrências emergenciais:

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Tempo médio de preparação (TMP)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Minutos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Tempo médio de deslocamento (TMD)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Minutos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Tempo médio de execução (TME)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Minutos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica verificadas no conjunto de unidades consumidoras, no período de apuração considerado (NIE)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de ocorrências emergenciais verificadas no conjunto de unidades consumidoras (n)	Com e sem interrupção de energia Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de dias críticos	Número de dias críticos verificados no ano		Anual, até 31 de janeiro
Valor limite para classificação de dia crítico.	Valor utilizado no ano para identificar se um dia pode ser classificado como dia critico, com duas casas decimais		Anual, até 31 de janeiro

Observação: Para o cálculo dos indicadores, deve-se observar o disposto no Módulo 8 do PRODIST.

41. A distribuidora deve enviar à ANEEL, os seguintes indicadores de transgressão de conformidade de tensão das medições amostrais

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Índice de duração relativa da transgressão para tensão precária (DRP)		%	Mensalmente, até o último dia útil do mês subsequente ao mês civil de referência do indicador.
Índice de duração relativa da transgressão para tensão crítica (DRC)		%	Mensalmente, até o último dia útil do mês subsequente ao mês civil de referência do indicador.

Observação: Para o cálculo dos indicadores, deve-se observar o disposto no Módulo 8 do PRODIST.

42. A distribuidora deve enviar à ANEEl, os seguintes indicadores de continuidade do fornecimento:

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
DEC devido a Interrupção de origem externa ao sistema de distribuição e programada (DECxp)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Hora e centésimos de hora	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
FEC devido a interrupção de origem externa ao sistema de distribuição e programada (FECxp)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Número de interrupções e centésimos do número de interrupções	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
DEC devido a interrupção de origem externa ao sistema de distribuição e não programada (DECxn)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Hora e centésimos de hora	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
FEC devido a interrupção de origem externa ao sistema de distribuição e não programada (FECxn)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Número de interrupções e centésimos do número de interrupções	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
DEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição e programada, não ocorrida em dia critico (DECip)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Hora e centésimos de hora	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição e programada, não ocorrida em dia critico (FECip)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Número de interrupções e centésimos do número de interrupções	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
DEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e não expurgável (DECind)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Hora e centésimos de hora	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
FEC devido a interrupção de origem Interna ao sistema de distribuição, não programada e não expurgável(FECind)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Número de interrupções e centésimos do número de interrupções	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
DEC devido a interrupção de origem Interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida em situação de emergência (DECine)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Hora e centésimos de hora	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida em situação de emergência (FECine)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Número de interrupções e centésimos do número de Interrupções	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
DEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada, ocorrida em Dia Crítico, desde que não enquadrada como interrupção em situação de Emergência, vinculada a programa de racionamento instituído pela União ou oriunda de atuação de esquemas de alívio de carga sol citados pelo ONS (DECinc)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Hora e centésimos de hora	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
FEC devido a Interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada, ocorrida em Dia Crítico, desde que não enquadrada como Interrupção em Situação de Emergência, vinculada a programa de racionamento instituído pela União ou oriunda de atuação de esquemas de alívio de carga sol citados pelo ONS (FECinc)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Número de interrupções e centésimos do número de Interrupções	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
DEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida devido a programas de racionamento instituídos pela União e à atuação de esquemas de alívio de carga solicitados pelo ONS (DECinc)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Hora e centésimos de hora	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida devido a programas de racionamento instituídos pela União e à atuação de esquemas de alívio de carga sol citados pelo ONS (FECino)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Número de interrupções e centésimos do número de Interrupções	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
DEC devido a Interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, programada, ocorrida em dia crítico (DECipc)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Hora e centésimos de hora	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
FEC devido a interrupção de origem Interna ao sistema de distribuição, programada, ocorrida em dia crítico (FECipc)	Apuração mensal, correspondente ao mês civil	Número de interrupções e centésimos do número de interrupções	Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Total de unidades consumidoras do conjunto	O total de unidades consumidoras atendidas pelo conjunto corresponde ao número de unidades consumidoras faturadas no final do período de apuração e atendidas em MT ou BT.		Envio até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração

Observação: (1) Para o cálculo dos indicadores, deve-se observar o disposto no Módulo 8 do PRODIST.

43. A distribuidora deve enviar à ANEEL os dados referentes à apuração dos indicadores de continuidade para cada ponto de conexão com outras distribuidoras no qual atue como acessado, conforme tabela a seguir

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código do ponto de conexão			Anualmente, até de 31 janeiro de cada ano
Período de referência		Ano e mês	Anualmente, até de 31 janeiro de cada ano
Tensão		V	Anualmente, até de 31 janeiro de cada ano
Valor apurado do indicador DIC		Hora e centésimos de hora	Anualmente, até de 31 janeiro de cada ano
Valor apurado do Indicador FIC		Número de interrupções	Anualmente, até de 31 janeiro de cada ano
Valor apurado do indicador DMIC		Hora e centésimos de hora	Anualmente, até de 31 janeiro de cada ano
EUSDmedio	Média aritmética do encargo de uso do sistema de distribuição associado ao ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente.	Monetária	Anualmente, até de 31 janeiro de cada ano
Valor líquido da compensação	Valor líquido pago referente à compensação financeira pela violação dos indicadores de continuidade, quando houver.	Monetária	Anualmente, até de 31 janeiro de cada ano

44. A distribuidora deve enviar à ANEEL, as seguintes informações, referentes à compensação de valores ao consumidor ou central geradora devido à violação dos indicadores individuais de continuidade e conformidade de tensão:

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código do município			Quando solicitado.
Código da classe da unidade consumidora			Quando solicitado.
Encargo de uso do sistema de distribuição		Monetária	Quando solicitado.
VRC = valor monetário base para o cálculo da compensação		Monetária	Quando solicitado.
Tensão	Nível de tensão expresso	V	Quando solicitado.
Localização	Classificação entre urbano e não - urbano		Quando solicitado.
Valor apurado do indicador OIC		Hora e centésimos de hora	Quando solicitado.
Valor apurado do indicador FIC		Número de interrupções	Quando solicitado.
Valor apurado do indicador DMIC		Hora e centésimos de hora	Quando solicitado.
Valores apurados do indicador DICRI		Hora e centésimos de hora	Quando solicitado.
Importância Individual da compensação pela violação do DIC, FIC ou DMIC		Monetária	Quando solicitado.
Importância individual da compensação pela violação do DICRI		Monetária	Quando solicitado.
Valor apurado do indicador DRP		%	Quando solicitado.
Valor apurado do indicador DRC		%	Quando solicitado.
Importância individual da compensação pela violação de DRP ou DRC		Monetária	Quando solicitado.

Observação: Para o calculo dos indicadores, deve-se observar o disposto no Módulo 8 do PRODIST. Devem ser encaminhadas as transformações apenas das unidades consumidoras que receberam compensação.

45. A distribuidora deve enviar à ANEEL, a distribuição das interrupções verificadas no consumidor ou central geradora em determinado período, conforme tabela a seguir.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código da unidade consumidora ou central geradora favorecida			Quando solicitada
Código do conjunto ao qual pertence à unidade consumidora ou central geradora			Quando solicitada	Se observável
Tensão	Nível de tensão expresso	V	Quando solicitada
Código do município da unidade consumidora ou central geradora			Quando solicitada
Código da classe da unidade consumidora ou central geradora			Quando solicitada
Localização da unidade consumidora	Classificação entre urbano e não - urbano		Quando solicitada
Período referente à constatação da interrupção		Mês	Quando solicitada
Valor apurado do indicador DIC mensal		Hora e centésimos de hora	Quando solicitada
Valor apurado do indicador FIC mensal		Número de interrupções	Quando solicitada
Valor apurado do indicador DMIC mensal		Hora e centésimos de hora	Quando solicitada
Valor apurado do indicador DICRI		Hora e centésimos de hora	Quando solicitada	Há possibilidade de ocorrência de mais de um DICRI em um período para o mesmo consumidor ou central geradora.
Encargo de uso do sistema de distribuição mensal		Monetária	Quando solicitada
VRC - Valor monetário base para o cálculo da compensação		Monetária	Quando solicitada

46. A distribuidora deve enviar à ANEEL, resumo das informações de compensação de valores ao consumidor ou central geradora devido à violação dos indicadores Individuais de continuidade, conforme tabela a seguir.

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código do conjunto	Classificação do conjunto		Mensal, até o último dia útil do segundo mês após o período de apuração.
Tensão e localização	Classificação entre as tabelas 1 a 5 do Anexo 8.B do Módulo 8 do PRODIST		Mensal, até o último dia útil do segundo mês após o perío do de apuração.
Quantidade de consumidores e ou central geradoras compensados pela violação do DIC, FIC ou DMIC		Quantidade de consumidores e centrais geradoras	Mensal, até o último dia útil do segundo mês após o período de apuração.
Soma das compensações pela violação do DIC, FIC ou DMIC		Monetária	Mensal, até o último dia útil do segundo mês após o período de apuração.
Quantidade de consumidores e centrais geradoras compensados pela violação do DICRI		Quantidade de consumidores	Mensal, até o último dia útil do segundo mês após a ocorrência da Interrupção
Soma das compensações pela violação do DICRI		Monetária	Mensal, até o último dia útil do segundo mês após a ocorrência da interrupção.

47. A distribuidora deve enviar à ANEEL, resumo das informações de compensação de valores ao consumidor devido à violação dos indicadores Individuais de conformidade da tensão, conforme tabela a seguir:

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código do conjunto	Classificação do conjunto		Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao mês de pagamento.
Quantidade de consumidores compensados pela violação do DRP ou DRC	Segregada entre as modalidades de medição eventual, amostral e permanente	Quantidade de consumidores	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao mês de pagamento.
Soma das compensações pela violação do DRP ou DRC	Segregada entre as modalidades de medição eventual, amostral e permanente	Monetária	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao mês de pagamento.

48. A distribuidora deve enviar à ANEEL os seguintes indicadores de segurança de trabalho e de suas instalações:

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Taxa de frequência de acidentes do trabalho	Apuração mensal, correspondente ao mês civil Número de acidentes por milhão de horas - homem de exposição ao risco, em determinado período: Número de acidentes x1.000.000 HHER		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NBR 14280:2001 Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado (apenas Típico). Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Típico. Doença.
Taxa de frequência de acidentados com lesão sem afastamento	Apuração mensal, correspondente ao mês civil Número de acidentados com lesão sem afastamentox1.000.000 HHER		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NSR 14280:2001 Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado (apenas Típico). Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Típico. Doença.
Taxa de frequência de acidentados com lesão com afastamento	Apuração mensal, correspondente ao mês civil Número de acidentados com lesão com afastamento x1.000.000 HHER		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NBR 14280:2001 Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado (apenas Típico). Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Típico. Doença.
Taxa de gravidade de acidentes do trabalho	Apuração mensal, correspondente ao mês civil Tempo computado por milhão de horas - homem de exposição ao risco, em determinado período: Tempo computadox1.000.000 HHER		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NBR 14280:2001 Tempo computado é o tempo contado em "dias perdidos, pelos acidentados, com incapacidade temporária total" mais os "dias debitados pelos acidentados vítimas de morte ou incapacidade permanente, total ou parcial Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado (apenas Típico). Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Típico. Doença.
Dias perdidos	Apuração mensal, correspondente ao mês civil Dias corridos de afastamento do trabalho em virtude de lesão pessoal, excetuados o dia do acidente e dia da volta ao trabalho		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NBR 14280:2001 Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado (apenas Típico). Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Típico. Trajeto. Doença.
Dias debitados	Apuração mensal, correspondente ao mês civil Dias que se debitam, por incapacidade permanente ou morte, para o cálculo do tempo computado		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NBR 14280:2001 Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado (apenas Típico). Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Típico. Trajeto. Doença.
Número de empregados	Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado.
Horas - Homem de exposição ao risco de acidentes	Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NBR 14280:2001 Horas - Homem de Exposição ao Risco de Acidentes (horas - homem) - HHER é o somatório das horas durante as quais os empregados ficam à disposição do empregador (horas efetivamente trabalhadas), em determinado período Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado.
Número de acidentes do trabalho	Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NBR 14280:2001 Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado. Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Típico. Trajeto. Doença.
Número de acidentados com lesão e com afastamento	Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NBR 14280:2001 Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. terceirizado. Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Típico. Trajeto. Doença.
Número de acidentados com lesão e sem afastamento	Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser considerada a NBR 14280:2001 Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado. Deve ser contabilizada de formas agregada observando a seguinte classificação: Típico. Trajeto. Doença.
Número de mortes de decorrentes de acidentes do trabalho	Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Próprio. Terceirizado. Deve ser contabilizada de forma segregada observando a seguinte classificação: Típico. Trajeto. Doença.
Número de acidentes com terceiros envolvendo a rede elétrica e demais instalações da distribuidora	Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Não envolve funcionários próprios ou terceirizados Deve ser contabilizada de forma segregada observando a classificação seguinte: Construção e manutenção predial; Abalroamento de poste e/ou demais instalações; ligações clandestinas; Furto de cabos e/ou outros equipamentos; Cabo energizado no solo ou falha de equipamentos; Pipa; Choque elétrico por contato; Poda de árvore; Antena de TV; Serviços de TV a cabo e telefonia; Operação de guindaste; e Outros.
Número de mortes decorrentes de acidentes com terceiros envolvendo a rede elétrica e demais instalações da distribuidora	Apuração mensal, correspondente ao mês civil		Mensal, até o último dia útil do quarto mês após o período de apuração	Não envolve funcionários próprios ou terceirizados Deve ser contabilizada de forma segregada observando a classificação da causa do acidente, conforme segue: Construção e manutenção predial; Abalroamento de poste e/ou demais Instalações; Ligações clandestinas; Furto de cabos e/ou outros equipamentos; Cabo energizado no solo ou falha de equipamentos; Pipa; Choque elétrico por contato; Poda de árvore; Antena de TV; Serviços de TV a cabo e telefonia; Operação de guindaste; e Outros.

49. A transmissora detentora de DIT deve disponibilizar à ANEEL, para cada ponto de conexão, as seguintes Informações:

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Código do ponto de conexão			Anualmente, até 31de janeiro de cada ano
Período de referência		Ano e mês	Anualmente, até 31de janeiro de cada ano
Tensão		V	Anualmente, até 31de janeiro de cada ano
Valor apurado do indicador DIC		Hora e centésimos de hora	Anualmente, até 31de janeiro de cada ano
Valor apurado do indicador FIC		Número de interrupções	Anualmente, até 31de janeiro de cada ano
Valor apurado do indicador DMIC		Hora e centésimos de hora	Anualmente, até 31de janeiro de cada ano
RDIT		Monetária	Anualmente, até 31de janeiro de cada ano
Valor líquido da compensação	Valor líquido calculado referente à compensação financeira pela violação dos Indicadores de continuidade, quando houver.	Monetária	Anualmente, até 31de janeiro de cada ano

Fluxo de informações da distribuidora para a ANEEL
Tabela 43 - Informações referentes ao processo de ressarcimento de danos elétricos

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade
Número de Solicitações de Ressarcimento	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade de eventos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de Ressarcimentos	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade de eventos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Valor Ressarcido	conforme Regras de Prestação do serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Valor em Reais	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de verificações de equipamentos	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade de eventos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Norma interna que contemple os procedimentos para ressarcimento de danos	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica		Sob demanda
Cópia de processos de ressarcimento	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST.		Sob demanda

Seção 6.9
Informações referentes ao Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Subestação	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Unidade Consumidora	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Unidade Geradora	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Estrutura de Suporte	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Segmento de Rede	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Equipamento Compensador de Reativo	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Equipamento Regulador	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Equipamento Selecionador	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Equipamento Transformador	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Conjunto de Unidades Consumidoras	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Área de Atuação	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade	Observação
Ramal de conexão	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Barramento	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Circuito de Rede (linhas e Alimentadores)	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Equipamento Medidor	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Equipamento Transformador de Medida	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Equipamento Transformador de Serviço Auxiliar	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Base	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Bay	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Ponto de iluminação Pública	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Balanço de Energia	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Energia Passante	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Perda Técnica	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado
Perda Não Técnica	Arquivo digital em conformidade com o estabelecido no Módulo 10 do PRODIST		Anual, até 1° de março, ou quando solicitado

Informação	Especificação
Percentual de Faturamento	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de distribuição de Energia Elétrica e Módulo 11 do PRODIST
Número de Faturas	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulo 11 do PRODIST

Seção 6.11
Informações referentes ao atendimento, serviços e demais dados da prestação do serviço

Informação	Especificação	Unidade	Periodicidade
Número de usuários	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Percentual de usuários	Conforme Regras de Prestação do serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Percentual	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de Atendimentos	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade de eventos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de Postos de Atendimento	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Números de alterações de cadastros	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade de eventos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de reclamações	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade de eventos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de informações prestadas	Conforme Regras de Prestação do serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade de eventos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de Inspeções para verificação de procedimentos Irregulares	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade de eventos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de emissões de TOIs	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade de eventos	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Número de Processos para Compensação de Faturamento	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Quantidade	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Prazo máximo ofertado	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Prazo em dias	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração
Prazo médio de solicitações	Conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e Módulos do PRODIST	Prazo em dias	Mensal, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração

ANEXO VII DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

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

a) Seção 7.1 - Disposições gerais para o cálculo de perdas na distribuição:estabelece os dados e informações necessárias e os parâmetros regulatórios a serem adotados no cálculo das perda s na distribuição;

b) Seção 7.2 - Metodologia de cálculo de perdas técnicas: define a metodologia de cálculo de perdas técnicas e estabelece a forma de caracterização da carga para fins de aplicação do método de fluxo de potência.;

c) Seção 7.3 - Procedimento de cálculo: estabelece os procedimentos para o cálculo das perdas técnicas de energia dos sistemas de distribuição de energia elétrica;

d) Seção 7.4 - Indicadores de perdas: define os indicadores de perdas obtidos do cálculo;

e) Seção 7.5 - Premissas para o cálculo de perdas na distribuição das permissionárias:estabelece aspectos particulares relacionados ao cálculo de perdas das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica; e

Objetivo
2.. Definir os procedimentos para a obtenção dos dados necessários para o cálculo das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica;

3. Estabelecer os parâmetros regulatórios, a metodologia e os procedimentos para a apuração das perda s nos sistemas de distribuição de energia elétrica.

4. Definir o tratamento regulatório a ser empregado em caso de impossibilidade de realização do cálculo das perdas.

5. Definir o período de realização e o método de cálculo de perdas técnicas, empregado em cada segmento e equipamento do sistema de distribuição.

6. Estabelecer a forma de caracterização da carga para fins de aplicação do método de fluxo de potência.

7. Definir os indicadores para a avaliação das perdas na distribuição de energia elétrica.

Aplicabilidade
8. Os procedimentos de cálculo das perdas na distribuição devem ser observados por:

a) Distribuidoras de energia elétrica, de acordo com os regulamentos específicos relacionados à revisão tarifária; e

b) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, no que diz respeito à apuração das perdas de energia nas Demais Instalações de Transmissão - DIT.

Disposições gerais
9. São consideradas somente as perdas técnicas de responsabilidade da distribuidora, incluindo seu sistema de distribuição e as DIT, quando couber.

10. Não são consideradas as perdas das instalações de terceiros, incluindo aquelas constantes do Plano de Incorporação de Redes Particulares ainda não transferidas para a distribuidora.

11. As perdas técnicas nos transformadores acrescidas aos valores medidos de energia e demanda nas unidades consumidoras atendidas em tensão primária com equipamentos de medição insta lados no secundário não devem ser consideradas no cálculo de perdas na distribuição.

12. As perdas técnicas nos ramais de ligação das unidades consumidoras atendidas por sistema de medição externa devem ser consideradas para fins do cálculo de perdas na distribuição.

13. As Instalações de terceiros constantes do Plano de Incorporação de Redes Particulares devem ser Informadas para o cálculo de perdas na distribuição até o prazo estabelecido no regulamento que trata da transferência desses ativos às distribuidoras, considerando o período definido para a apuração das perdas.

Dados para o cálculo de perdas na distribuição
14. Os dados físicos (redes, transformadores, reguladores, chaves e medidores) e de energia nas unidades consumidoras e geradores, nos transformadores de potência e nos alimentadores de média tensão são obtidos da Base de Dados Geográfica da Distribuidora - BDGD.

15. Os dados do Balanço de Energia, que compreendem os montantes de energia injetada e fornecida agregados para cada segmento do sistema de distribuição, devem ser enviadas pelas distribuidoras de acordo com as instruções relativas ao processo de revisão tarifária constantes do Módulo 6 do PRODIST.

16. A caracterização da carga é realizada a partir de dados da campanha de medição definida no Módulo 2 do PRODIST.

17. Os dados de energia são obtidos do sistema de medição das distribuidoras, de agentes supridores e da CCEE.

18. Os demais dados necessários para a apuração das perdas no sistema de distribuição e nas DIT de uso exclusivo devem ser fornecidos pela distribuidora, conforme estabelecido no Módulo 6 do PRODIST.

19. A ANEEL pode utilizar outras informações disponíveis em suas bases de dados para a apuração das perdas

20. A distribuidora deve apresentar avaliação das perdas por segmento, detalhando a metodologia utilizada no estudo.

21. As perdas nas DIT compartilhadas são apuradas pela CCEE, que deve informar os valores de cada distribuidora à ANEEL.

22. A ANEEL pode solicitar Informações adicionais às listadas no Módulo 6 do PRODIST, necessárias para o cálculo das perdas na distribuição.

23. Os estudos realizados pela distribuidora e o detalhamento das informações fornecidas devem ser mantidos, por um período de 10 anos.

Avaliação de informações prestadas
24. Após recebimento e avaliação das informações encaminhadas pela distribuidora, caso sejam identificadas inconsistências, a ANEEL pode solicitar esclarecimentos e correções com vistas à realização do círculo de perdas na distribuição.

25. Caso as inconsistências nas informações referidas no item 24 persistam, impossibilitando a realização do cálculo de perdas na distribuição, o percentual de perdas técnicas sobre a energia Injetada a ser adotado para a distribuidora terá como referência o menor valor entre os percentuais já calculados pela ANEEL.

Parâmetros Regulatórios
26. A ANEEL adota o valor de 0, 92 para o fator de potência no cálculo das perdas do SDMT e SDBT.

27. Não são considerados no cálculo de perdas elementos de compensação de energia reativa instalados no Sistema de Distribuição de Média Tensão - SDMT e no Sistema de Distribuição de Baixa Tensão - SDBT.

28. Exceto para as perdas apuradas por medição, é considerado um adicional de 5% sobre o montante de perdas técnicas totais, devido às perdas técnicas produzidas por efeito corona em conexões, sistemas supervisórios, relés fotoelétricos, capacitores, transformadores de corrente e de potencial, e por fugas de correntes em isoladores e para - raios.

29. O nível de tensão de operação considerado no cálculo é o informado pela distribuidora na saída do alimentador de média tensão, que deve corresponder à tensão que o circuito opera na maior parte do período de apuração das perdas.

30. Os valores regulatórios de perdas totais e em vazio para os transformadores de distribuição encontram - se definidos nas Tabelas do Anexo 7.A.

31. Os valores de perdas totais e em vazio para os transformadores de potência devem corresponder aos dados de placa dos equipamentos, sendo que sua razoabilidade será avaliada pela ANEEL no momento do cálculo.

32. A perda considerada por circuito de tensão é de 1 W (watt) para medidores eletromecânicos e de 0, 5 W para medidores eletrônicos.

33. A Impedância de sequência positiva é considera da para fins do cálculo de perdas apuradas por fluxo de potência, conforme tabelas disponíveis no Anexo 7.B.

34. Caso o condutor não esteja contido nas Tabelas do Anexo 7.8, deve ser utilizada a impedância informada na BDGD, com sua razoabilidade avaliada pela ANEEL

35. O modelo adotado para as cargas conectadas ao SDMT e ao SDBT é denominado ZIP, sendo composto pelo seguinte:

b) para a parcela ativa: 50% potência constante e 50% impedância constante.
36. A carga é dividida igualmente entre as fases para as unidades consumidoras trifásicas e é considerada conectada entre fases, para as unidades monofásicas a três fios.

37. Quando a aplicação do método de cálculo das perdas apuradas por fluxo de potência resultar em tensão nos pontos de conexão de unidades consumidoras no nível precário ou crítico, conforme definido na Seção 8.1 do Módulo B do PRODIST, a parcela da carga a que se refere o item 355, caracterizada como potência constante, passa a ser modelada como impedância constante.

38. Caso as tensões em qualquer ponto do sistema não estejam dentro dos limites definidos como a de quados, de acordo com o Módulo 8 do PROOIST, podem ser efetuados ajustes nos Taps dos reguladores de tensão e nas cargas conectadas ao alimentador.

39. A resistência de aterramento considerada para os circuitos monofilares com retorno por terra - MRT é de 15 ohms.

40. Caso a distribuidora não possua cadastro dos seus ramais de ligação de unidades consumidoras de baixa tensão, é estabelecido o comprimento regulatório de 15 metros.

41. O comprimento máximo admissível para o ramal de ligação é de 30 metros.

Etapas do cálculo
42. No cálculo das perdas técnicas são considerados os segmentos e os equipamentos dos sistemas de distribuição (segmentos de rede, ramais, transformadores.reguladores e medidores) e os subgrupos de tensão (Al, A2, A3, A3a, A4 e B) aos quais esses segmentos e equipamentos pertencem.

Período de apuração das perdas na distribuição
44. O período de apuração das perdas na distribuição é anual e deve coincidir com o ano civil.

45. O cálculo de perdas na distribuição é realizado para cada mês do período de apuração.

47. O número de dias úteis, sábados, domingos e feriados é obtido considerando o calendário nacional do ano de referência do cálculo.

48. São considerados feriado.s para fins do cálculo das perdas.aqueles constantes da alínea "a", do inciso XXXIX, do art. 22 das Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

Método de cálculo
49. As perdas de·energia nas redes e nos equipamentos associados ao SDAT são apuradas por dados obtidos do sistema de medição.

50. As perdas de energia nas redes e equipamentos associados ao SDMT, e ao SDBT são apuradas pela aplicação do método de fluxo de potência.

51. Para os medidores, são computadas as perdas nas bobinas de tensão localizadas nas unidades consumidoras do grupo B.

Perdas apuradas por sistema de medição.
52. As perdas de energia no SDAT são apuradas a partir dos dados obtidos do sistema de medição, pela diferença entre a energia injetada e fornecida medidas na fronteira desse sistema com agentes de transmissão, geração, consumidores, outras distribuidoras e Subestações de Distribuição - SED.

Perdas em transformadores da potência
53. O cálculo das perdas técnicas de potência para os transformadores é realizado para a condição de carga media, de acordo com a equação:

54. A perda de potência para a demanda média no cobre do transformador é calculada pela equação:

Pcu: perda de potência para a demanda média no cobre do transformador em (MW);

PNcu: perda no cobre do transformador na condição nominal de carga, sendo obtida peta diferença entre a perda total e a perda em vazio do transformador em (MW);

Pmed: potência média no transformador, obtida pela energia consumida pelos consumidores ligados ao transformador dividida pelo tempo em (MW);

Apuração das perdas por fluxo de potência
56. As perdas ocorridas no SDMT e no SDBT, onde estão incluídos os ramais de ligação, são calculadas por meio do método de fluxo de potência, em que:

a) os elementos não - lineares, como geradores e alguns tipos de cargas, são considerados como equivalentes, de Norton, com matriz de admitância nodal constante e uma corrente de compensação que ajusta a porção não - linear;

b) a matriz de admitância nodal é mantida constante para melhorar a eficiência na solução do problema de fluxo de potência; e

e) a corrente de compensação é aquela adicionada ao vetor de injeção de corrente e que compõe as equações nodais do circuito.

57. Para a solução do estudo de fluxo de potência, deve-se seguir os seguintes procedimentos:

a) desconecta-se todas as cargas do sistema, considerando - se apenas os elementos passivos ligados em série no circuito, de forma a se obter um valor inicial das tensões em módulo e ângulo em todas as barras do circuito;

b) inicia-se o ciclo de alterações, obtendo-se as correntes injetadas requeridas pelos elementos ativos conectados ao circuito, que são adicionadas ao vetor de Injeção de corrente, para obter-se os novos valores de tensões nas barras do circuito;

c) com a obtenção das tensões nas barras, o processo descrito na alínea "b" é reiniciado até que as tensões se encontrem dentro da tolerância especificada.

58. Caso a convergência não seja obtida com a aplicação do método descrito no item 57, pode ser adotado outro método de solução para o círculo de perdas.

Perdas em medidores
59. A perda de potência para o medidor de energia das unidades consumidoras do grupo B é calculada conforme a equação:

K: multiplicador da perda de potência do circuito de tensão do medidor cujo valor deve ser fixado em:

2 (dois), para unidades consumidoras alimentadas em 2 fases e 3 fios e em 1 fase e 3 fios;

60. A perda de energia para o medidor EM, é obtida pela multiplicação entre a perda de potência, obtida pela Equação 4, e o período de tempo analisado 6T.

Caracterização da carga
61. A distribuidora deve atribuir para cada unidade consumidora do SDMT e do SDBT uma curva de carga (consumidor - tipo) da tipologia que a representa, utilizando as informações de sua campanha de medição mais recente.

62. O percentual do mercado de energia anual informado para fins do cálculo de perdas das unidades consumidoras atribuído a cada consumidor - tipo deve ser igual ao percentual do mercado de referência que esse consumidor - tipo representa na formação da tipologia.

63. O cálculo do percentual do mercado de energia de cada consumidor - tipo deve levar em consideração as diferenças de energia observadas entre dias úteis, sábados, domingos e feriados.

64. A curva de carga diária a ser considerada para cada unidade consumidora é composta de 24 patamares de carga, obtidos pela média aritmética, para cada hora, dos pontos de demanda registrados de 15 em 15 minutos ou de 5 em 5 minutos.

65. A metodologia para o cálculo de perdas de energia na distribuição emprega dois procedimentos distintos:

a) top down para o SDAT, onde as perdas são calculadas pela subtração da energia injetada medida na fronteira do SDAT com os agentes supridores da energia medida nas SED; e

b) bottom - up para o SDMT e o SDBT, onde as perdas são calculadas a partir da energia medida nos pontos de consumo acrescidas das perdas nos medidores com a utilização do método de fluxo de potência.

Cálculo de perdas de energia no SDAT
66. As perdas apuradas pelo sistema de medição de que trata a Seção 7.2 devem ser discriminadas de acordo com os níveis de tensão dos subgrupos do SDAT (Al, A2 e A3) e para cada relação de transformação desse sistema.

67. Para a aplicação do procedimento descrito no item 66, inicialmente é efetuado o cálculo das perdas em cada transformador de potência, conforme Seção 7.2.

68. Caso a distribuidora disponha de medição em cada um dos terminais do transformador pertencente ao SDAT ou no primário do transformador pertencente à SED, a perda desse equipamento não deve constar daquela informada pela distribuidora para as redes dos níveis de tensão dos subgrupos do SDAT.

69. Caso a distribuidora disponha de medição em apenas um dos terminais do transformador pertencente ao SDAT ou somente no secundário do transformador pertencente à SED, a perda calculada para esse transformador será subtraída da perda das redes de um dos níveis de tensão em que se encontra conectado o transformador, considerando para isso a localização da medição (no primário ou no secundário do transformador).

70. Caso a distribuidora não possua medição nos terminais do transformador pertencente ao SDAT, a perda calculada para esse transformador considerará a estimativa de energia passante no equipamento e será subtraída da perda das redes de um dos níveis de tensão onde se encontra conectado o transformador.

Cálculo de perdas de energia no SDMT e no SDBT
71. O cálculo de perdas de energia é realizado para cada alimentador de média tensão considerando os transformadores de distribuição, segmentos de média e baixa tensão, ramais de ligação e medidores de energia integrantes do alimentador.

72. As perdas de energia no SDMT e no SDBT são calculadas pelo método de fluxo de potência, de acordo com o seguinte procedimento:

a) calcular as perdas técnicas nos medidores de energia das unidades consumidoras do grupo B, conforme método descrito na Seção 7.2;

b) calcular as perdas técnicas no SDMT e no SDBT considerando apenas a energia medida nas unidades consumidoras conectadas aos referidos segmentos, somadas às perdas de energia nos medidores;

c) obter a perda não técnica pela diferença verificada entre a energia medida na saída do alimentador e a energia medida nas unidades consumidoras pertencentes ao SDMT e ao SDBT, adicionada das perdas de energia à jusante do alimenta dor;

d) alocar a perda não técnica obtida no passo anterior entre o SDMT e o SDBT, na proporção informada pela distribuidora no balanço energético, acrescentando essa energia às energias medidas nas unidades consumidoras de cada segmento proporcionalmente aos seus respectivos consumos;

e) recalcular a perda técnica no SDMT e no SDBT utilizando o método de cálculo descrito na alínea "e"; e

f) repetir o procedimento até que as perdas calculadas entre duas iterações sejam desprezíves.

73. Na ausência de medição na saída do alimentador ou se essa medição não estiver de acordo com os requisitos mínimos exigidos no Módulo 5 do PRODIST, a distribuidora deve informar a energia dos alimentadores com base na energia medida na SED, realizando a proporção a partir do carregamento de cada circuito.

74. São adotadas as perdas de energia apuradas pelas distribuidoras, após avaliação pela ANEEL, nas situações em que o alimentador do SDMT:

a) possuir geração distribuída com potência injetada significativa em relação às cargas alimentadas pelo circuito;

c) suprir simultaneamente o mesmo transformador de distribuição - Spot Network;
e

d) possuir redes subterrâneas reticuladas associadas.

75. Para obtenção de indicadores de perdas a distribuidora deve enviar à ANEEL as seguintes informações, em megawatt-hora (MWh):

a) Energia Injetada - EI: energia ativa medida proveniente de agentes supridores (transmissores, outras distribuidoras e geradores) e da geração própria necessária para atendimento do mercado da distribuidora e das perdas ocorridas no sistema de distribuição;

b) Energia Fornecida - EF: energia ativa entregue, medida ou estimada, nos casos previstos pela legislação, a outras distribuidoras, às unidades consumidoras, mais o consumo próprio;

c) Energia Passante - EP: total de energia ativa que transita em cada segmento do sistema de distribuição;

d) Perdas na Distribuição - PD: corresponde à diferença entre a Energia injetada e a Energia Fornecida;

e) Perda Técnicas - PT: corresponde à energia dissipada no sistema de distribuição devido a fenômenos da física;

f) Perda Técnicas do Segmento - PTS: perdas técnicas em cada segmento do sistema de distribuição; e

g) Perda Não Técnicas - PNT: corresponde à diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas Técnicas.

76. A partir dos montantes de energia elétrica listados no item 75, são obtidos os indicadores de perdas definidos a seguir:

a) Percentual de Perdas Técnicas do Segmento - IPTS: percentual de perdas técnicas em relação à energia que transita em cada segmento:

b) Percentual de Perdas Técnicas - PPT: percentual de perdas técnicas em relação à energia injetada:

c) Percentual de Perdas na Distribuição - PPD; percentual de perdas totais em relação à energia injetada:

d) Percentual de Perdas Não Técnicas - PPNT: percentual de perdas não técnicas em relação à energia injetada:

Seção 7.5
Premissas para o cálculo de perdas na distribuição das permissionárias

77. aplicada às permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica a metodologia e os procedimentos para obtenção dos dados necessários para apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica constantes deste Módulo 7.

78.O resultado da aplicação desta metodologia é avaliado pela ANEEL. considerando - se as especificidades de cada permissionária e os resultados obtidos dos cálculos realizados para outras distribuidoras.

79. O Coeficiente de Perdas das permissionárias é calculado a partir dos dados obtidos da campanha de medição da distribuidora supridora.

80. Quando a permissionária possuir ma s de uma distribuidora supridora, são utilizados os dados da campanha de medição da distribuidora com a qual a permissionária possua o maior montante de energia fornecida medida.

81. Alternativamente, a permissionária pode enviar o Coeficiente de Variação dos segmentos de seu sistema de distribuição, de acordo com o estabelecido no Módulo 6 do PRODIST.

ANEXO 7.A DA RESOLUÇÃO NORMATIVA N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
VALORES REGULATÓRIOS DE PERDAS DOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL – PRODIST

Tabela 1 - Valores de perdas para transformadores trifásicos com tensões máximas de 15 kV

Potência do transformador (KVA)	Perda em vazio (W)	Perda Total (W)
15	75	370
30	130	630
45	170	855
75	255	1260
1125	335	1705
150	420	2110
225	560	2945
300	700	3670

Tabela 2 - Valores de perdas para transformadores trifásicos com tensões máximas de 24, 2 kV

Potência do transformador (KVA)	Perda em vazio (W)	Perda Total (W)
15	80	390
30	140	665
45	185	910
75	270	1345
112, 5	370	1785
150	450	2250
225	625	3095
300	735	3845

Tabela 3 - Valores de perdas para transformadores trifásicos com tensões máximas de 36, 2 kV

Potência do transformador (KVA)	Perda em vazio (W)	Perda Total (W)
15	90	420
30	145	700
45	200	970
75	280	1430
112, 5	385	1860
150	475	2395
225	655	3260
300	790	4035

Tabela 4 - Valores de perdas para transformadores monofásicos com tensões máximas de 15 kV

Elemento	Potência Instalada da Minigeração Distribuída
	Menor ou igual a 75 kW	Maior que 75 kW e menor ou igual a 500 kW	Maior que 500 kW e menor ou igual a 5 MW
Elemento de acoplamento	Nenhum	Transformador de interface com isolação galvânica (1)	Transformador de interface com isolação galvânica (1)
Elemento de seccionamento	Disjuntor termomagnético (2)	Chave seccionadora acessível (2)	Chave seccionadora acessível (2)
Elemento de interrupção	Dispositivo de interrupção automática (3) (4)	Dispositivo de interrupção automática (3) (4)	Dispositivo de interrupção automática (3) (4)
Elemento de proteção	Conjunto de funções de proteção que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção	Conjunto de funções de proteção que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção	Conjunto de funções de proteção que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção
Elemento de medição	Medidor de energia ativa bidirecional (5)	Medidor de energia de 4 quadrantes (5)	Medidor de energia de 4 quadrantes (5)

Informação	Especificação	Unidade
Natureza	Instalação nova, ampliação
Energético utilizado pela central geradora	Hidráulica, térmica (especificar combustível), eólica, solar, química, outro (especificar)
Avaliação da capacidade energética
Potência de cada unidade		MW
Número de unidades		Número
Fator de potência nominal		%
Tensão nominal		kV
Energia garantida		MW médio
Regime de operação	Permanente ou emergência
Operação interligada	Sim/não
Características das principais máquinas de corrente alternada	Código, instalação (existente/prevista), tipo (motor síncrono/assíncrono, gerador/compensador síncrono, quantidade, aplicação, potência (%), esquema de partida, corrente de partida (A)
Sistemas de proteção e controle
Níveis de confiabilidade
Var ação de tensão		%
Var ação de Frequêncía		%
Diagrama unifilar das instalações internas do gerador
Informações sobre o sistema de medição	Incluindo transformadores de instrumentos com suas características básicas, relação de transformação e classe de exatidão
Cronograma do empreendimento

Informação	Especificação	Unidade
Reatância síncrona de eixo direto (Xd)	Na base MVA da máquina, saturada e não - saturada	%
Reatância síncrona de eixo em quadratura (Xq)	Na base MVA da máquina, saturada e não - saturada	%
Reatância transitória de eixo direto (X'q)	Na base MVA da máquina, saturada e não - saturada	%
Reatância subtransitória de eixo direto (X"q)	Na base MVA da máquina, saturada e não - saturada	%
Reatância de dispersão (X1)	Na base MVA da máquina, saturada e não - saturada	%
Constante de tempo (T'd0)		segundos
Constante de tempo subtransitória de eixo direto, em circuito aberto (T"d0)		segundos
Constante de tempo subtransitória de eixo em quadratura, em circuito aberto (T"qO)		segundos
Momento de inércia do conjunto turbina - gerador (H)		(MW.s)/MVA

Informação	Especificação	Unidade
Número de turbinas/geradores	Por tipo	%
Potência nominal instalada total	Por tipo	MW
Montante de uso a contratar - MU5T		MW
Gráficos de 24 hs de potência prevista Injetada na rede
Controle integrado	De tensão, de fator de potência etc.
Potência máxima injetável na rede pela central eólica		MW

Informação	Especificação	Unidade
Razão de multiplicação do 12 estágio
Razão de multiplicação do 22 estágio
Razão de multiplicação do 32 estágio
Coeficiente de rigidez do eixo (G/T)	p.u.de conjugado/rad.elétrico

Função de proteção	Código ANSI equivalente	Potência Instalada da Microgeração ou Minigeração Distribuída
		Menor ou igual a 75 kW	Maior que 75 kW e menor ou igual a500 kW	Maior que 500 kW e menor ou igual a 5 MW
Função de proteção de subtensão	27	Sim	Sim	Sim
Função de proteção de sobretensão	59	Sim	Sim	Sim
Função de proteção de subfrequência	81U	Sim	Sim	Sim
Função de proteção de sobrefrequência	81º	Sim	Sim	Sim
Função de proteção contra desequilíbrio de corrente entre fases	46	Sim	Sim	Sim
Função de proteção contra reversão e desequilíbrio de tensão	47	Sim	Sim	Sim
Função de proteção contra curto-circuito	50 / 50N	Sim (1)	Sim	Sim
Função de proteção seletivacontra curto-circuito	51 / 51N	Sim (1)	Sim	Sim
Função de proteção contra perda de rede(proteção anti-ilhamento)	-	Relé de detecção de ilhamento (2) (3)	Relé de detecção de ilhamento (2) (3)	Relé de detecçãode ilhamento (2) (3)
Função de verificação de sincronismo	25	Sim	Sim	Sim
Função de espera de tempo de reconexão	62	Sim (4)	Sim (4)	Sim (4)

EQUIPAMENTO	Potência Instalada
EQUIPAMENTO	< 10 kW	10 kW a 500 kW (4)	> 500 kW (4)I
Elemento de desconexão(1)	Sim	Sim	Sim
Elemento de interrupção(2)	Sim	Sim	Sim
Transformador de acoplamento	Não	Sim	Sim
Proteção de sub e sobretensão	Sim(3)	Sim(3)	Sim
Proteção de sub e sobrefrequência	Sim(3)	Sim(3)	Sim
Proteção contra desequilíbrio de corrente	Não	Não	Sim
Proteção contra desbalanço de tensão	Não	Não	Sim
Sobrecorrente direcional	Não	Não	Sim
Sobrecorrente com restrição de tensão	Não	Não	Sim

Nível de tensão do ponto de conexão	Classe de exatidão do Medidor	Classe de exatidão do TP e/ou do TC
< 2,3 kV	B	0, 6
2,3 kV e S 44 kV	e	0, 6
> 44 kV	D	0, 3