NORMAS E REGULAMENTAÇÕES
PARA A OPERAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS 3.1 – Introdução
Os documentos normativos são recomendações técnicas essenciais para o bom funcionamento dos sistemas elétricos. A partir deles, são estabelecidos os conceitos fundamentais do tema objeto de estudo da norma, parâmetros a serem observados pelas concessionárias de energia elétrica e pelos consumidores, bem como recomendações técnicas para a adequação aos padrões estabelecidos, entre ouras providências.
Quanto às normas que tratam acerca da qualidade de energia elétrica e seus distúrbios, a revisão destes documentos exige o conhecimento prévio do comportamento recente da rede a ser regulada, por meio de medições a médio e longo prazos, que sirvam de referência para a construção de novos parâmetros e limites a serem atendidos pelas concessionárias (BHATTACHARYYA et al., 2010), adequando estes documentos às novas realidades da rede elétrica.
O crescente rigor normativo observado nos anos recentes reflete no aumento da complexidade do gerenciamento da rede, visto que os limites de violação permitidos são cada vez mais restritos. Somam-se a isto o aumento da conexão de cargas não lineares às redes e de fontes de geração distribuída, entre outras características, que tornam as exigências legais de gerenciamento da rede um grande desafio para as concessionárias.
As seções a seguir apresentam os principais aspectos dos documentos regulatórios vigentes no mundo e, especificamente, a norma vigente no Brasil.
3.2 – ANEEL
A ANEEL é o órgão do governo federal responsável pela regulamentação do setor elétrico brasileiro. Em seu site na internet, além de apresentar suas atribuições, a agência define como sendo sua missão “proporcionar condições favoráveis para que o mercado de energia elétrica se desenvolva com equilíbrio entre os agentes e em benefício da sociedade”.
Além das resoluções pertinentes, também publicadas pela agência, o documento regulatório diretamente utilizado neste trabalho foi o PRODIST, aprovado em 16/12/2008 através da Resolução nº. 345 (GRANDI et al., 2009), o qual é composto de oito módulos, em que são definidos os aspectos técnicos de operação dos sistemas elétricos, as
responsabilidades e as sanções por descumprimento das obrigações estabelecidas no documento.
De acordo com o site da ANEEL na internet,
Os Procedimentos de Distribuição – PRODIST são normas que disciplinam o relacionamento entre as distribuidoras de energia elétrica e demais agentes (unidades consumidoras e centrais geradores) conectados aos sistemas de distribuição, que incluem redes e linhas em tensão inferior a 230 quilovolts (kV). Tratam, também, do relacionamento entre as distribuidoras e a Agência, no que diz respeito ao intercâmbio de informações.
No presente trabalho, foram utilizados como referência os módulos 5 e 8 do PRODIST, uma vez que estão relacionados diretamente ao plano de medição de qualidade de energia realizado.
O Módulo 5 (ANEEL, 2011) deve ser avaliado quando da implantação de um plano de medição de QEE, uma vez que discorre sobre sistemas de medição, seja para faturamento, avaliação da qualidade ou planejamento e operação do sistema elétrico.
O documento abrange os sistemas de medição permanentemente conectados à rede e os sistemas de ação eventual, isto é, atuantes em períodos limitados de tempo pra um fim específico, em que se enquadra o plano de medição realizado neste trabalho.
O Módulo estabelece que, para consumidores cativos supridos por tensão primária de
instalação3, o equipamento de medição poderá ser instalado no secundário do transformador
de distribuição, conforme procedido no plano deste trabalho.
Entretanto, o documento define que, neste caso, as perdas de transformação deverão ser estimadas, pelo próprio medidor ou pelo acréscimo às potências medidas dos percentuais de perdas definidos em normas, através de um método de compensação das perdas de transformação. A Figura 3.1 ilustra o diagrama unifilar de uma unidade consumidora cativa com um medidor de QEE conectado no lado de baixa tensão.
Em SANTOS (2006), o autor apresenta uma metodologia para quantificar as perdas em transformadores operantes em ambientes com elevados índices de distorção harmônica a
3 Conforme resolução da ANEEL nº 223, de 29 de abril de 2003, tensão primária de instalação é a “tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária, com valores padronizados iguais ou superiores a 2,3 kV”.
partir dos valores medidos da Taxa de Distorção Harmônica Total de Corrente, ܦܪܶ, e de
uma constante, ߙ.
Figura 3.1 – Equipamento de medição conectado no lado de baixa tensão de uma unidade consumidora cativa.
Fonte: ANEEL (2011).
A metodologia requer a realização de ensaios no transformador para se definir as
resistências do núcleo do transformador e, então, estimar o valor de ߙ, o qual depende da
potência nominal do equipamento e de suas características construtivas. Por esta razão, não foi possível utilizar esta metodologia para estimar as perdas elétricas dos transformadores da rede do CT-UFC.
Figura 3.2 – Variação da resistência do enrolamento de um transformador em função da ordem harmônica das correntes circulantes no equipamento.
Fonte: SANTOS (2006).
O trabalho apresenta os ensaios de curto-circuito realizados em um transformador de 15 kVA, os quais objetivaram determinar a variação da resistência dos enrolamentos do transformador em função da ordem harmônica da corrente circulante no equipamento, conforme a Figura 3.2.
Da Figura 3.2, observa-se que a resistência interna do transformador aumenta à medida que aumenta a ordem harmônica da corrente. Por consequência, aumentam as perdas elétricas no equipamento, as quais são diretamente proporcionais às resistências dos enrolamentos.
O Módulo 8 do PRODIST, por sua vez, trata acerca da Qualidade da Energia Elétrica. Sua mais recente versão vigente, denominada “revisão 4” e publicada em 01/02/2012, teve seu instrumento de aprovação pela ANEEL por meio da Resolução Normativa nº 469/2011.
O documento tem três seções principais, denominadas Introdução, Qualidade do Produto e Qualidade do Serviço. A primeira oferece informações gerais sobre o módulo, seu conteúdo e abrangência. No segundo, a qualidade do produto energia elétrica é definida, bem como os conceitos relativos à QEE. Por fim, o terceiro módulo trata da qualidade do serviço e oferece subsídios especialmente para as concessionárias, no que se refere a atendimento de reclamações dos consumidores, trato de distúrbios na QEE e atendimento de ocorrências, cálculo de indicadores, entre outras providências.
O módulo, que objetiva estabelecer definições e procedimentos acerca do tema qualidade de energia elétrica, deve ser observado por consumidores de qualquer nível de tensão, produtores de energia, concessionárias e pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Para o sistema de transmissão, o Módulo 2 dos Procedimentos de Rede tratam acerca da QEE. Para se definir a qualidade do produto, o texto propõe a avaliação de sete parâmetros, os quais abrangem a avaliação da rede nos regimes permanente e transitório. São eles:
· Tensão em regime permanente; · Fator de potência de deslocamento; · Harmônicos;
· Desequilíbrio de tensão; · Flutuação de tensão;
· Variações de tensão de curta duração; · Variação de frequência.
A seguir, são descritos os parâmetros listados que se aplicam à análise desenvolvida no presente trabalho.
3.2.1 – Tensão em Regime Permanente
O objetivo principal deste parâmetro é verificar a conformidade da tensão elétrica, isto é, comparar o valor de tensão medido aos critérios pré-definidos. Para isto, a norma estabelece a existência de três faixas de tensão para a qualificação desta grandeza elétrica, denominados adequada, precária e crítica, conforme ilustra a Figura 3.3.
Figura 3.3 – Faixas de tensão em relação à tensão de referência na baixa tensão.
Fonte: autor.
Desta forma, conhecidas as tensões medidas, é possível definir se determinado valor de amostra é classificado como uma tensão adequada, precária ou crítica, tomando como base a tensão de referência que, por definição, é a tensão nominal ou contratada. A quantificação que classifica a tensão medida é, portanto, feita a partir do afastamento da tensão medida da tensão de referência.
A norma estabelece ainda que o conjunto de leituras para gerar os indicadores individuais deverá compreender o registro de 1.008 (mil e oito) leituras válidas obtidas em intervalos consecutivos, ou seja, períodos de integralização, de 10 minutos. Para isto, é necessário que o equipamento permaneça conectado ao ponto de monitoramento por pelo menos sete dias consecutivos.
Caso haja interrupções no fornecimento neste período, recomenda-se estender a permanência da conexão de modo que haja amostras pós-falta suficientes para que se obtenha o número mínimo exigido. Esta recomendação é feita uma vez que, conforme estabelecido na norma, as amostras do período de interrupção serão expurgadas e deverão ser substituídas pelas amostras válidas imediatamente subsequentes.
Para os objetivos deste trabalho, a tabela de referência a ser utilizada é definida no Anexo I do módulo 8 do PRODIST, reproduzida na Tabela 3.1.
TENSÃO DE REFERÊNCIA TENSÃO CRÍTICA TENSÃO CRÍTICA TENSÃO PRECÁRIA TENSÃO PRECÁRIA TENSÃO ADEQUADA TENSÃO ADEQUADA 403V 348V 396V 327V
Tabela 3.1 – Pontos de conexão em tensão nominal igualou inferior
a 1 kV (380/220 Vሻ.
Tensão de Atendimento (TA) Faixa de variação da tensão de leitura TL (volts)
Adequada ሺ͵Ͷͺ ܶܮ ͵ͻሻȀሺʹͲͳ ܶܮ ʹ͵ͳሻ
Precária ሺ͵ʹ ܶܮ ൏ ͵Ͷͺݑ͵ͻ ൏ ܶܮ ͶͲ͵ሻȀ
ሺͳͺͻ ܶܮ ൏ ʹͲͳݑʹ͵ͳ ൏ ܶܮ ʹ͵͵ሻ
Crítica ሺܶܮ ൏ ͵ʹݑܶܮ ͶͲ͵ሻȀሺܶܮ ൏ ͳͺͻݑܶܮ ʹ͵͵
Fonte: ANEEL (2012a).
A partir das amostras, podem ser calculados os indicadores que quantificam as medições que violaram os limites estabelecidos na Figura 3.3. Os indicadores são: Índice de Duração Relativa da Transgressão para Tensão Precária (DRP) e Índice de Duração Relativa da Transgressão para Tensão Crítica (DRC), calculados, respectivamente, segundo as Equações 3.1 e 3.2.
ܦܴܲ ൌͳͲͲͺ ή ͳͲͲሾΨሿሺ͵Ǥͳሻ݈݊
ܦܴܥ ൌͳͲͲͺ ή ͳͲͲሾΨሿሺ͵Ǥʹሻ݈݊ܿ
em que ݈݊ representa quantidade de leituras de tensão situadas na faixa precária e ݈݊ܿ a
quantidade de leituras de tensão situadas na faixa crítica. Os valores de referência para este indicador são:
· ܦܴܲ ൌ ͵Ψ, em queܦܴܲ é a Duração Relativa da Transgressão Máxima de
Tensão Precária;
· ܦܴܥ ൌ ͲǡͷΨ, em que ܦܴܥ é a Duração Relativa da Transgressão Máxima de
Tensão Crítica.
3.2.2 – Fator de Potência de Deslocamento4
A norma estabelece que o fator de potência de deslocamento, ou, resumidamente, fator
de potência, deverá ser calculado a partir dos valores das potências ativa (ܲ) e reativa (ܳ)
medidos, conforme a Equação 3.3, que é equivalente ao cosseno do ângulo de defasagem, ߠ, definido entre a tensão e a corrente de frequências fundamentais.
Para uma rede com tensão nominal inferior a 230 kV, os valores de referência devem estar situados entre 0,92 e 1,00 indutivo no período de 6h30min a 0h30min ou 1,00 e 0,92 capacitivo no período complementar ao anteriormente citado.
ܨܲ ൌ ܲ
ඥܲଶ ܳଶ ൌ ߠሺ͵Ǥ͵ሻ
O controle do fator de potência deve ser uma prática permanente na rede elétrica monitorada (WEG, 2009), uma vez que a violação dos valores estabelecidos em norma obriga o consumidor a pagar multa à concessionária de energia pela circulação de potência reativa excedente na rede.
Normalmente a compensação é feita por meio de bancos de capacitores automatizados, que operam injetando potência reativa capacitiva na rede elétrica consumidora em horários pré-programados, a fim de manter o valor do fator de potência dentro do intervalo permitido.
Para a maioria dos sistemas elétricos, nos quais há circulação de correntes harmônicas e a distorção harmônica da tensão é desprezível, o fator de potência deve incluir o efeito da presença destes sinais de frequência múltipla da fundamental, conforme a Equação 3.4 (MARTINS et al., 2012).
ܨܲ ൌ ͳ
ටͳ ܦܪܶଶ ߠሺ͵ǤͶሻ
Na Equação 3.4, ܦܪܶ é a taxa de distorção harmônica total de corrente do circuito,
calculado conforme a Equação 3.5, em que ݅ é o valor eficaz da corrente de ordem ݊, ݊௫ é
a maior ordem harmônica e ݅ଵ é o valor eficaz da corrente fundamental, portanto de ordem 1.
ܦܪܶ ൌ
ටσୀଶೣ݅ଶ
݅ଵ ሺ͵Ǥͷሻ
Conclui-se assim que a presença de harmônicos diminui a eficiência da instalação,
caso, quando se inclui o efeito da presença de harmônicos na rede, o fator de potência é denominado fator de potência real. No Apêndice A, estão disponibilizados os perfis da redução do fator de potência da instalação devido à presença de correntes harmônicas na rede, ou seja, a diferença percentual entre o FP de deslocamento e o FP real.
Normalmente, a redução do fator de potência é causada pela operação de cargas lineares indutivas, como transformadores, e não lineares, como computadores e retificadores industriais. Desta forma, não apenas o aumento da defasagem angular entre tensão e corrente diminui o fator de potência, mas também a presença de correntes harmônicas na rede (MARTINS et al., 2012).
A elevação dos níveis de fator de potência é importante para a instalação elétrica, dentre outras razões, por motivos técnicos e econômicos, além de atestar o funcionamento eficiente da rede (COPEL, 2012). Por um lado, contribui para a adequação do fator de potência às normas vigentes, a redução do aquecimento de equipamentos e elevação de sua vida útil, e a redução de multas pagas à concessionária. Por outro, reduz custos operacionais, perdas de energia e queda de tensão no sistema elétrico.
Em geral, esta elevação do fator de potência pode ser alcançada através da redução da corrente reativa demandada pelas cargas ou do suprimento de corrente reativa ao sistema de potência através de equipamentos corretivos de fator de potência (SANKARAN, 2001).
Para baixos fatores de potência originados de cargas lineares, normalmente a compensação de reativos é feita com a instalação de bancos de capacitores próximos às cargas. Se a instalação apresenta níveis elevados de harmônicos, a correção pode ser feita utilizando filtros ou conversores com alto fator de potência.
O cálculo de banco de capacitores para compensação de reativos deve ser feito para o período de 6h30min a 0h30min, através da injeção de potência reativa capacitiva. Este horário é definido tomando como base a cobrança, feita pela concessionária local, de excedentes de reativos indutivos na rede neste intervalo.
Para o cálculo da potência nominal do banco de capacitores, considere-se o triângulo
de potências apresentado na Figura 3.4. Nesta figuraͷ, podem ser observados os vetores antes
da compensação, de potências ativa ܲ, reativa ܳ e aparente ܵ. Neste caso, o fator de
potência é dado por ሺߠሻ.
5 Os índices “nc” e “c” significam, respectivamente, as grandezas não compensadas (antes da instalação do banco de capacitores) e compensadas (após a instalação do banco).
Figura 3.4 – Triângulo de potências para cálculo do banco de capacitores.
Fonte: autor.
A injeção de potência reativa capacitiva na rede pelo banco de capacitores é
representada pelo vetor ܳ. Da figura, observa-se que o sentido deste vetor é inverso ao
sentido de ܳ. Desta forma, quando da operação do banco de capacitores, o módulo de ܳ é
subtraído da quantidade equivalente ao módulo de ܳ, resultando no vetor ܳ, que passará a
ser a potência reativa indutiva presente na rede.
Como ܳ é menor que ܳ, o ângulo ߠ é menor que ߠ e, portanto, o fator de
potência desejado ܨܲௗ, dado por ሺߠሻ, será maior. Após a compensação, o triângulo de
potências será formado por ܲ, ܳ, ܵ e ߠ.
Da Figura 3.4,
ܳൌ ܳܿܳሺ͵Ǥሻ
Também da Figura 3.4,
ߠ ൌ ିଵ൬ܳܲ ൰ሺ͵Ǥሻܿ
Como ܨܲௗ ൌ ሺߠሻ, então, da Equação 3.7,
Isolando ܳ na Equação 3.8, obtém-se
ܳൌܲ ൣ െͳሺܨܲ݀ሻ൧ሺ͵Ǥͻሻ
Assim, aplicando a Equação 3.9 à Equação 3.6, obtém-se
ܳ ൌ ܳെ ܲ ሾ ିଵሺܨܲௗሻሿሺ͵ǤͳͲሻ
A Equação 3.10 pode ser utilizada para o dimensionamento do banco de capacitores
ܳ necessário para a elevação do fator de potência ao valor desejado, ܨܲௗ, considerando um
intervalo de medição do fator de potência de uma hora (WEG, 2009). Na equação, são
conhecidas as variáveis ܳ (potência reativa antes da compensação) e ܲ (potência ativa), que
foram medidas, além de ܨܲௗ, que é o fator de potência que se deseja obter. Neste trabalho, a
Equação 3.10 foi utilizada para o dimensionamento do banco de capacitores necessário para elevação do fator de potência dos transformadores monitorados.
3.2.3 – Harmônicos
O PRODIST estabelece parâmetros para a distorção harmônica individual de tensão (DIT) e para a distorção harmônica total de tensão (DTT). O texto, entretanto, não contempla a análise de distorção harmônica de correntes nem estipula valores de referência para esta grandeza.
Embora o equipamento utilizado para as medições deste trabalho possa medir a distorção harmônica total de tensão e corrente e as distorções harmônicas individuais, a configuração foi feita de modo a registrar somente a distorção harmônica total de tensão e corrente.
O cálculo da distorção harmônica total deve ser feito utilizando-se o espectro harmônico que considere desde a componente fundamental até pelo menos a componente harmônica de 25ª ordem (ANEEL, 2012a). Conforme informado pelo fabricante do equipamento, o cálculo das distorções harmônicas é feito considerando-se até à componente harmônica de 31ª ordem, atendendo, portanto, à exigência normativa.
A Tabela 3.2 apresenta os valores de referência para a distorção harmônica total de tensão. Neste trabalho, o valor de interesse é que a distorção harmônica total de tensão seja
menor que 10%, uma vez que as medições foram realizadas no lado de baixa tensão dos transformadores 13,8 kV / 380 V do CT da UFC.
Tabela 3.2 – Valores de referência para a Distorção Harmônica Total de Tensão.
Tensão Nominal
do Barramento Distorção Harmônica Total de Tensão (%)
ࢂࡺ ࢂ 10
ࢂ ൏ ࢂࡺ ǡ ૡࢂ 8
ǡ ૡࢂ ൏ ࢂࡺ ૢࢂ 6
ૢࢂ ൏ ࢂࡺ൏ ʹ͵Ͳࢂ 3
Fonte: ANEEL (2012a).
Da tabela, observa-se ainda que a DTT de referência é inversamente proporcional à tensão nominal do barramento. Desta forma, quanto maior a tensão nominal da rede em análise, menor é a DTT normativamente permitida.
Caso sejam disponíveis as taxas de distorção harmônica individuais de tensão da rede, é possível calcular a DTT conforme a Equação 2.4.
3.2.4 – Desequilíbrio de Tensão
Definido como alterações dos padrões trifásicos do sistema de distribuição, este indicador pode ser medido utilizando-se as tensões de linha medidas e a Equação 2.2. O valor de referência é estabelecido como menor ou igual a 2% em barramentos de distribuição, com exceção da baixa tensão (ANEEL, 2012a).
3.2.5 - Variações de Frequência
No Módulo 8 do PRODIST são definidos os valores de referência para a frequência elétrica de operação do sistema. De acordo com o documento (ANEEL, 2012a),
“o sistema de distribuição e as instalações de geração conectadas ao mesmo devem, em condições normais de operação e em regime permanente, operar dentro dos limites de frequência situados entre 59,9 Hz e 60,1 Hz.”
3.3 – IEEE 519-1992
A norma IEEE 519-1992 (IEEE, 1992), uma revisão da norma IEEE 519-1981, é amplamente utilizada como parâmetro regulatório ao redor do mundo. Embora a aplicação desta norma não seja obrigatória no Brasil, sua utilização no estudo e controle dos harmônicos na rede é frequente.
A filosofia da norma IEEE 519-1992 no estabelecimento de limites para os harmônicos está baseada em:
· Limitar a injeção de harmônicos de corrente para consumidores individuais de modo que não causem níveis de distorção de tensão inaceitáveis segundo a demanda do consumidor;
· Limitar a distorção harmônica total da tensão do sistema suprido pela concessionária.
A norma recomenda que o controle da injeção de harmônicos na rede seja feito de acordo com a demanda de cada consumidor. Com a limitação da injeção de correntes, objetiva-se limitar a maior frequência individual de tensão harmônica para 3% da frequência fundamental e a taxa de distorção harmônica total de tensão para 5%. Verifica-se que estes valores de referência são significativamente mais restritos que aquele estabelecido pela ANEEL, a saber, 10% para a taxa de distorção harmônica total de tensão para níveis de tensão igual ou menor que 1 kV.
A norma também estabelece os limites de correntes harmônicas na rede com base na carga consumidora em relação ao sistema elétrico ao qual a carga está conectada. Para esta
análise, é definida a razão ܫௌΤ , que é a corrente de curto-circuito disponível no ponto de ܫ
conexão comum (PCC) dividida pela corrente de carga fundamental máxima, calculada como a corrente média da demanda máxima do último ano.
A Tabela 3.3 apresenta os valores de referência para a razão ܫௌΤ em função da ܫ
ordem da harmônica e da taxa de distorção harmônica total de corrente. Da tabela, conclui-se que, quanto menor o tamanho da carga em relação ao sistema elétrico, maior a injeção permitida de harmônicos deste consumidor, bem como que, quanto mais “fraca” é a rede, maiores são as restrições de harmônicos circulantes.
Tabela 3.3 – Limites de distorção de corrente para sistemas de distribuição (120V a 69.000V).
Máxima Distorção Harmônica de Corrente em Percentual de ࡵࡸ Ordem de Harmônica Individual (Harmônicas Pares)
ࡵࡿΤ ࡵࡸ ݄ ൏ ͳͳ ͳͳ ݄ ൏ ͳ ͳ ݄ ൏ ʹ͵ ʹ͵ ݄ ൏ ͵ͷ ͵ͷ ݄ DHT ൏ ʹͲ 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0 ൏ ͷͲ 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0 ൏ ͳͲͲ 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0 ൏ ͳǤͲͲͲ 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0 ͳǤͲͲͲ 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0 Fonte: IEEE (1992).
Para tensões, a Tabela 3.4 estipula os limites recomendados de distorção harmônica de tensão total e individual, de cada múltiplo inteiro da frequência fundamental. Observa-se que as limitações são mais restritivas à medida que a tensão nominal aumenta.
Tabela 3.4 – Limites de distorção de tensão.
Tensão da Barra no PCC Distorção Individual de Tensão Distorção Harmônica Total de Tensão (DHT)
ૢǤ ࢂ 3.0 5.0
ૢǤ ࢂࢇǤ ࢂ 1.5 2.5
Ǥ ࢂ 1.0 1.5
Fonte: IEEE (1992).
3.4 – IEEE 1459-2010
A norma IEEE 1459-2010 é uma revisão da norma 1459-2000, e tem como tema principal a revisão das definições, métodos de cálculo e nomenclaturas das grandezas elétricas, notadamente as potências, em sistemas monofásicos ou trifásicos sinusoidais, não sinusoidais, balanceados ou desbalanceados, e a proposição de novas nomenclaturas e mecanismos de cálculo destas grandezas e do fluxo de energia elétrica nestes sistemas.
A definição clássica dos três tipos básicos de potência, isto é, ativa, reativa e aparente, foi adequada para a realidade de uma rede elétrica de pelo menos cinco décadas atrás, em que os perfis de tensão e corrente eram muito próximos de uma onda senoidal pura. Conforme citado no Capítulo 2 deste trabalho, naquele contexto, dadas as características da rede elétrica e dos equipamentos conectados a ela, havia interferência mínima entre estes dois elementos.
Desta forma, as reformulações apresentadas na norma se justificam pelo fato de que