Análise das perdas técnicas do sistema de distribuição de energia elétrica da permissionária Cooperluz: aspectos técnicos e regulatórios

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ALESSANDRO FINKLER

ANÁLISE DAS PERDAS TÉCNICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

DE ENERGIA ELÉTRICA DA PERMISSIONÁRIA COOPERLUZ:

ASPECTOS TÉCNICOS E REGULATÓRIOS

Santa Rosa 2019

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ANÁLISE DAS PERDAS TÉCNICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

DE ENERGIA ELÉTRICA DA PERMISSIONÁRIA COOPERLUZ:

ASPECTOS TÉCNICOS E REGULATÓRIOS

Trabalho de Conclusão de Curso de Engenharia Elétrica, apresentado ao colegiado da Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul para obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

Orientadora: Profª. Me. Taciana Paula Enderle

Santa Rosa 2019

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ANÁLISE DAS PERDAS TÉCNICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

DE ENERGIA ELÉTRICA DA PERMISSIONÁRIA COOPERLUZ:

ASPECTOS TÉCNICOS E REGULATÓRIOS

Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgado adequado para a obtenção do título de ENGENHEIRO ELETRICISTA e aprovado em sua forma final pelo professor orientador e pelo membro da banca examinadora.

Santa Rosa, 11 de julho de 2019

Profª. Me. Taciana Paula Enderle Mestre pela Universidade Federal de Santa Maria - Orientadora

BANCA EXAMINADORA Prof. Me. Luciano Malaquias Mestre pela Universidade Federal de Santa Maria

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AGRADECIMENTOS

Agradeço aos meus pais, Canisio Finkler e Claudete Maria Finkler e também ao meu irmão Douglas Rodrigo Finkler, que durante toda minha jornada acadêmica foram incentivadores do meu estudo, e sempre demonstraram esforço ímpar me apoiando e auxiliando no que era possível para que eu conquistasse esta meta.

A minha companheira e amiga de todos os momentos, Carolina Bruski Gonçalves, por toda compreensão, carinho, paciência e amor incondicionais. Pelos momentos de descontração vividos juntos, que nos ajudaram a contornar os momentos de dificuldades, e por todo o apoio e companheirismo.

A todos os professores do curso de bacharelado em Engenharia Elétrica da UNIJUÍ, que de alguma forma contribuíram na minha formação acadêmica, pelo aprendizado e vivência que contribuíram direta e indiretamente no desenvolvimento deste trabalho.

Agradeço em especial a Professora Mestre em Engenharia Elétrica Taciana Paula Enderle, por toda dedicação demonstrada durante os momentos de orientação e revisão das atividades desenvolvidas para que este trabalho fosse concluído, pelo apoio e incentivos dados para que eu continue minha formação acadêmica.

Agradeço a Sinapsis Inovação em Energia pela disponibilização do uso do

software SINAPgrid na elaboração deste trabalho, e por todo suporte prestado que

viabilizaram a obtenção dos resultados apresentados.

Agradeço em especial a COOPERLUZ, pelas oportunidades e pelo apoio no desenvolvimento deste trabalho, com o fornecimento dos dados necessários, que viabilizaram o desenvolvimento do mesmo.

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“A única maneira de fazer um excelente trabalho é amar o que você faz”

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Energia Elétrica da Permissionária COOPERLUZ: Aspectos Técnicos e Regulatórios. 2019. Trabalho de Conclusão de Curso. Bacharelado em Engenharia Elétrica, Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUÍ, Ijuí, 2019.

As perdas de energia acrescentam um custo no sistema elétrico brasileiro, sendo os consumidores onerados por parte destes custos, visto que as perdas de energia são um dos fatores que compõem a tarifa. Frente as exigências regulatórias, cabe as distribuidoras a realização de investimentos e medidas para alcançar as metas de perdas reconhecidas na tarifa pela ANEEL. Visto isso, a motivação deste trabalho surge vista a necessidade de as distribuidoras realizarem a gestão eficiente das perdas de energia visando a operação eficiente do sistema, atendendo assim, os anseios do órgão regulador. Para isso, o trabalho é dividido em duas principais etapas, primeiramente é realizada uma análise histórica das perdas reais do sistema da permissionária, sendo assim, analisam-se a correlação de aspectos técnicos e topológicos com o comportamento das perdas, além de posteriormente realizar uma análise regulatória das mesmas. Em seguida, desenvolve-se o cálculo de perdas técnicas do sistema de distribuição da COOPERLUZ, considerando algumas premissas apresentadas no Módulo 7 do PRODIST. Sendo assim, o presente trabalho tem por objetivo avaliar as perdas técnicas de energia elétrica do sistema de distribuição da permissionária COOPERLUZ, sendo considerados aspectos no âmbito técnico e regulatório. Além disso, tem por intuito identificar os alimentadores e segmentos com maiores níveis de perdas, assim balizar futuros estudos voltados a redução das perdas da cooperativa, de forma a alcançar as metas regulatórias reconhecidas pela ANEEL.

Palavras-chave: Perdas técnicas de energia. Perdas regulatórias. Cálculo de perdas técnicas.

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System of the permission holder COOPERLUZ: Technical and Regulatory Aspects. 2019. Undergraduate Final Work. Bachelor of Electrical Engineering, Regional University of the Northwest of the State of Rio Grande do Sul – UNIJUÍ, Ijuí, 2019.

Energy losses represent prejudice to the Brazilian electric power system, with consumers being impaired by these costs, since energy losses are one of the factors that compound the energy tariff. In view of the regulatory requirements, distributors are responsible for investments and measures to achieve the losses targets recognized by the regulatory agency. For this reason, the motivation of this work arises from the need of the power distributors in order to management efficiently the energy losses, aiming at the efficient operation of the system, thus meeting the needs of the regulatory agency. Therefore, the work is divided into two main parts, first a historical analysis of the losses of the cooperative electrical system is approached, thus analyzing the correlation of technical and topological aspects with the losses behavior, and then performing a regulatory analysis. Then, the calculation of technical losses of the COOPERLUZ distribution system is developed, considering some premises presented in the procedures for distribution of electric energy of the national regulatory agency. Therefore, the present work has the objective of analyzing the technical losses of power distribution system of the COOPERLUZ distributor, considering technical and regulatory aspects. In addition, it intends to identify feeders and segments with higher levels of losses, so as to mark future studies aimed at reducing the losses of the distributor grid, in order to achieve the regulatory goals recognized by Brazilian regulatory agency.

Keywords: Technical losses of energy. Regulatory losses. Calculation of technical losses.

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Figura 2 – Exemplo da estrutura do sistema de distribuição. ... 22

Figura 3 - Classificação das perdas nos sistemas elétricos de potência. ... 27

Figura 4 – Diagrama de perdas técnicas por segmento do sistema de distribuição. . 35

Figura 5 - Exemplo de curva de carga de potência ativa de 24 patamares. ... 42

Figura 6 - Fluxograma da metodologia desenvolvida na elaboração da pesquisa. ... 46

Figura 7 – Histórico de perdas de energia na distribuição (2011 a 2018). ... 52

Figura 8 - Energia fornecida x perdas de energia (2011-2018). ... 53

Figura 9 – Perdas na distribuição x extensão total de rede (2011-2018). ... 56

Figura 10 – Perdas na distribuição x UC / Km de rede e UC por transformador MT/BT (2011-2018). ... 57

Figura 11 - Perdas na distribuição x média potência instalada por TR (2011-2018). 58 Figura 12 - Curva de carga de transformador de distribuição trifásico rural da COOPERLUZ. ... 60

Figura 13 - Perdas na distribuição x perdas regulatórias da COOPERLUZ. ... 63

Figura 14 - Fluxograma do cálculo de perdas técnicas do SDMT e SDBT. ... 71

Figura 15 - Parametrização do cálculo de perdas técnicas no SINAPgrid. ... 73

Figura 16 - Exemplo do resultados do cálculo de perdas técnicas do SINAPgrid. .... 74

Figura 17 - Identificação dos alimentadores da COOPERLUZ no diagrama unifilar do SINAPgrid... 75

Figura 18 - Diagrama de equipamentos do alimentador AL02 selecionados para o ajuste de demanda. ... 77

Figura 19 - Curvas de carga dos equipamentos selecionados do AL02. ... 79

Figura 20 - Fluxograma do cálculo de perdas dos transformadores de potência. ... 98

Figura 21 - Curva de carga do TR01 da SE COOPERLUZ 69 kV. ... 99

Figura 22 - Curva de carga do TR02 da SE COOPERLUZ 69 kV. ... 101

Figura 23 - Diagrama unifilar do SDAT da COOPERLUZ. ... 104

Figura 24 - Curva de carga da SE COOPERLUZ 69 kV. ... 106

Figura 25 – Diagrama unifilar dos alimentadores de MT da COOPERLUZ. ... 108

Figura 26 - Contribuição por alimentador nas perdas técnicas da COOPERLUZ. .. 111

Figura 27 - Contribuição por segmento nas perdas técnicas da COOPERLUZ. ... 113

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Tabela 2 - Percentuais de referência de perdas por segmento –Submódulo 8.1 do

PRORET. ... 45

Tabela 3 – Balanço de energia da COOPERLUZ (período de 2011 – 2018). ... 51

Tabela 4 – Atributos correlacionados a avaliação das perdas de energia (período 2011 a 2018). ... 55

Tabela 5 – Evolução da extensão das redes de média e baixa tensão. ... 59

Tabela 6 –Estimativa de perdas para os cenários hipotéticos de MT+TR x BT. ... 61

Tabela 7 – Montantes de perdas na distribuição x perdas regulatórias (período 2011 – 2018). ... 65

Tabela 8 - Tarifas de energia aplicadas pela supridora de energia da COOPERLUZ (2011 a 2018). ... 66

Tabela 9 – Perdas de energia da COOPERLUZ cobertos pela Parcela B. ... 67

Tabela 10 – Impacto financeiro do valor de Parcela B necessário para cobrir o custo das perdas de energia da COOPERLUZ (2011 a 2018). ... 68

Tabela 11 – Características técnicas e topológicas do alimentador AL02. ... 76

Tabela 12 - Análise da carga dos equipamentos selecionados para o ajuste de demanda – AL02. ... 78

Tabela 13 – Resultado do ajuste de demanda do SINAPgrid – Religador 88021. .... 79

Tabela 14 – Erros do ajuste de demanda do SINAPgrid – AL02. ... 80

Tabela 15 - Balanço de energia do cálculo de perdas técnicas do AL02. ... 80

Tabela 16 - Perdas técnicas por segmento do AL02. ... 81

Tabela 17 - Características técnicas e topológicas do alimentador AL03. ... 82

Tabela 18 - Balanço de energia do cálculo de perdas técnicas do AL03. ... 83

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Tabela 28 - Perdas técnicas por segmento do AL Doze de Maio... 92

Tabela 29 - Características técnicas e topológicas do alimentador Revolta. ... 93

Tabela 30 - Balanço de energia do cálculo de perdas técnicas do alimentador Revolta. ... 93

Tabela 31 - Perdas técnicas por segmento do AL Revolta. ... 94

Tabela 32 - Características técnicas e topológicas do alimentador Bela União. ... 95

Tabela 33 - Balanço de energia do cálculo de perdas técnicas do alimentador Bela União. ... 96

Tabela 34 - Perdas técnicas por segmento do AL Bela União. ... 97

Tabela 35 - Dados de placa do transformador de potência TR01. ... 100

Tabela 36 - Perdas de energia do transformador de potência TR01. ... 101

Tabela 37 - Perdas de energia do transformador de potência TR02. ... 102

Tabela 38 - Perdas de energia do transformador de potência único para a SE. ... 103

Tabela 39 - Balanço de energia do cálculo de perdas técnicas do SDAT. ... 106

Tabela 40 – Balanço de energia total da COOPERLUZ resultante do cálculo das perdas técnicas. ... 107

Tabela 41 - Ranking de níveis de perdas dos alimentadores da COOPERLUZ... 108

Tabela 42 – Parâmetros técnicos e topológicos do sistema de distribuição da COOPERLUZ. ... 109

Tabela 43 - Perdas técnicas por segmento e por alimentador da COOPERLUZ, expressas em MWh. ... 112

Tabela 44 – Percentuais de perdas técnicas por segmento por alimentador do sistema de distribuição. ... 115

Tabela 45 - Comparativo cálculo de perdas simplificado PRORET x PRODIST. .... 116

Tabela 46 - Balanço de energia da COOPERLUZ (2018). ... 118

Tabela 47 - Balanço de energia da COOPERLUZ (2018) – considerando estimação de perdas técnicas e perdas não técnicas. ... 119

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ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

COOPERLUZ Cooperativa Distribuidora de Energia Fronteira Noroeste EPE Empresa de Pesquisa Energética

PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional

PRORET Procedimentos de Regulação Tarifária SDAT Sistema de Distribuição de Alta Tensão SDBT Sistema de Distribuição de Baixa Tensão SDMT Sistema de Distribuição de Média Tensão SED Subestação de Distribuição

SEP Sistema Elétrico de Potência SI Sistemas Isolados

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1 INTRODUÇÃO ……….. 14

1.1 OBJETIVOS ... 17

1.1.1 Objetivos Específicos... 18

1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO ... 18

2 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ………21

2.1.1 Linhas de distribuição ... 22

2.1.2 Subestação de distribuição ... 22

2.1.3 Rede de distribuição primária ... 23

2.1.4 Transformadores de distribuição ... 23

2.1.5 Rede secundária de distribuição ... 24

2.1.6 Ramal de Ligação ... 24

2.1.7 Medidores de Energia... 24

3 PERDAS DE ENERGIA NA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ….. 26

3.1.1 Classificação das Perdas ... 27

3.2 PERDAS TÉCNICAS na DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ... 28

3.2.1 Metodologias de redução das perdas técnicas ... 29

3.3 REGULAÇÃO DAS PERDAS DE ENERGIA NA DISTRIBUIÇÃO ... 31

3.3.1 Agência Reguladora do Setor Elétrico Brasileiro – ANEEL ... 31

3.3.2 Perdas de Energia nos Processos Regulatórios ... 33

3.4 METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS DO MÓDULO 7 DO PRODIST - ANEEL ... 35

3.4.1 Premissas do cálculo de perdas técnicas ... 36

3.4.2 Cálculo das perdas de energia no SDAT ... 38

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3.4.6 Caracterização da carga ... 41

3.4.7 Indicadores de perdas de energia ... 42

3.4.8 Particularidades do cálculo de perdas das permissionárias ... 44

4 METODOLOGIA PROPOSTA ……… 46

5 ANÁLISE HISTÓRICA DAS PERDAS DE ENERGIA E PERDAS REGULATÓRIAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA COOPERLUZ …………. 48

5.1 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DA COOPERLUZ . 48 5.2 HISTÓRICO DAS PERDAS DE ENERGIA NO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DA COOPERLUZ NO AMBIENTE REGULADO ... 50

5.3 PERDAS REGULATÓRIAS NOS PROCESSOS REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA COOPERLUZ ... 62

5.4 CONCLUSÕES DA ANÁLISE HISTÓRICA DAS PERDAS DE ENERGIA E PERDAS REGULATÓRIAS DA COOPERLUZ ... 68

6 ESTUDO DE CASO: CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO COOPERLUZ ………... 70

6.1 CÁLCULO DE PERDAS NO SDMT E SDBT ... 70

6.1.1 Cálculo de Perdas SDMT e SDBT do Alimentador AL02 ... 76

6.1.5 Cálculo de Perdas SDMT e SDBT do Alimentador Doze de Maio ... 90

6.1.6 Cálculo de Perdas SDMT e SDBT do Alimentador Revolta ... 93

6.1.7 Cálculo de Perdas SDMT e SDBT do Alimentador Bela União ... 95

6.2 CÁLCULO DE PERDAS NOS TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA ... 97

6.2.1 Cálculo de Perdas do Transformador de Potência TR01 ... 99

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DISTRIBUIÇÃO DA COOPERLUZ ... 106

6.4.1 Avaliação dos Montantes de Perdas Calculadas por Alimentador ... 107

6.4.2 Avaliação dos Montantes de Perdas Calculadas por Segmento do Sistema de Distribuição ... 112

6.4.3 Comparativo do Resultado do Cálculo de Perdas Técnicas com a Metodologia Simplificada do PRORET ... 115

6.4.4 Estimação das Perdas Não Técnicas da COOPERLUZ ... 118

7 CONSIDERAÇÕES FINAIS ...……….………. 120

7.1 TRABALHOS FUTUROS ... 122

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1 INTRODUÇÃO

A distribuição de energia é um dos segmentos de um sistema elétrico de potência, que é composto também pela geração e transmissão de energia elétrica. A distribuição de energia elétrica é a fração do sistema elétrico de potência em que são conectados os consumidores (KAGAN et al., 2010).

Na Figura 1, tem-se apresentado um esquema simplificado da segmentação do sistema elétrico de potência (SEP), onde é possível identificar as conexões entre os segmentos, desde a geração de energia até os consumidores finais.

Figura 1 - Exemplo de sistema elétrico de potência.

Fonte: (ABRADEE, [2018]).

Porém, nem toda energia que é gerada pelas usinas de geração conectadas ao sistema elétrico brasileiro é consumida, ou mesmo faturada pelas distribuidoras de energia. Segundo Fowler (2013), nenhum processo que envolva conversão de energia é capaz de apresentar eficiência igual a 100%, neste conceito inclui-se também a distribuição da energia, sendo assim, todo processo que envolva a conversão de energia apresenta perdas.

As perdas totais de um sistema de distribuição podem ser determinadas a partir da diferença entre a energia comprada de um agente supridor pela energia fornecida para os consumidores. Exemplificando, as perdas globais de determinada distribuidora são definidas através da subtração do montante de energia comprada em pontos de conexão, seja com transmissoras ou geradores, pela energia que é fornecida para os seus consumidores (MARTINS, 2016).

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A distribuição de energia elétrica no Brasil é um serviço público, porém é prestado por empresas concessionárias, permissionárias e autorizadas para atuar no setor. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é o órgão responsável pela regulação e fiscalização da distribuição de energia no Brasil (ANEEL, 2016b).

Para fazer cumprir as atribuições de regulação da distribuição de energia elétrica, a ANEEL elaborou uma série de procedimentos que visam normatizar e padronizar determinadas atividades que condizem a operação e gerenciamento dos sistemas de distribuição. Estes documentos compõem os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, que é composto de 11 (onze) módulos, sendo cada um desses responsáveis por normatizar atividades técnicas específicas nas distribuidoras de energia elétrica (ANEEL, 2018b).

As perdas de energia não representam apenas um indicador técnico do funcionamento do sistema elétrico da distribuidora, elas impactam economicamente nas empresas distribuidoras de energia. Visto que, a energia em perdas é adquirida pela distribuidora, porém não é faturada, ou seja, é uma energia que a distribuidora compra, mas não vende, em virtude de ser consumida por seu próprio sistema de distribuição.

Desta forma, a busca para a redução das perdas de energia é essencial para as empresas de distribuição de energia, de forma a aumentar a eficiência do sistema e reduzir os custos da operação. Porém, para definir estratégias e elaborar planos de obras visando a redução das perdas no sistema de distribuição é fundamental conhecer a contribuição de cada elemento do sistema elétrico no montante total das perdas de energia.

Uma das formas de identificar a eficiência de um sistema elétrico é a partir das perdas de energia, que representam o montante total de perdas no sistema em questão. Na Tabela 1 está apresentado o balanço de energia elétrica do sistema elétrico brasileiro, no qual é possível verificar os montantes de energia injetada, consumida e perdas de energia, tanto no Sistema Interligado Nacional (SIN), quanto para os Sistemas Isolados (SI).

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Tabela 1 - Balanço de energia elétrica de 2016 do sistema elétrico brasileiro. Sistema Interligado Nacional (SIN) Sistemas Isolados (SI) Sistema Elétrico Brasileiro Energia Injetada (GWh) 567.394 3.907 571.301 Consumo de Energia (GWh) 457.887 2.942 460.829 Perda de Energia (GWh) 109.507 965 110.472 Perdas de Energia (%) 19,30 24,70 19,34 Fonte: (EPE, 2017).

A partir do montante de perdas de energia em Gigawatt-hora (GWh) no Brasil no ano de 2016, conforme apresentado na Tabela 1, é possível valorar as perdas de energia do sistema elétrico brasileiro, para isso se aplica a tarifa média de energia praticada pelas distribuidoras (ARAUJO, SIQUEIRA, 2006). Segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) (2017), a tarifa média de aquisição de energia elétrica no Brasil, no ano de 2016, foi de R$ 122,19 por Megawatt-hora (MWh), logo o custo das perdas de energia do sistema elétrico brasileiro para o ano de 2016 seria cerca de R$ 13.498.573.680,00 (treze bilhões, quatrocentos e noventa e oito milhões, quinhentos e setenta e três mil e seiscentos e oitenta reais).

Contudo, a ANEEL (2015a) cita que as perdas de um sistema de distribuição são compostas de duas partes, classificadas de acordo com a origem, sendo elas: as perdas técnicas e as perdas não técnicas.

Conforme consta no Módulo 1 do PRODIST, as perdas técnicas se referem a energia que é dissipada no próprio sistema de distribuição, em função das características físicas dos materiais que compõem o sistema (ANEEL, 2016a). Podendo ser decorrentes de aquecimentos por efeito Joule em elementos condutores, ou mesmo por correntes parasitas e histerese magnética em elementos magnéticos. Já as perdas de origem não técnica, referem-se as perdas de ordem comercial, em função de furtos de energia, erros de medição.

No intuito de aumentar a eficiência do sistema elétrico, as distribuidoras buscam meios de reduzir as perdas de energia. Para isso, é essencial realizar uma análise voltada para identificar em quais segmentos da rede estão concentrados índices elevados de perdas, avaliando possibilidades de aplicação de métodos para redução das perdas (MÉFFE, 2001). Sendo o segmento definido por ser um

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“conjunto de componentes que desempenham mesma função no sistema elétrico” (MÉFFE, 2001, p. 15).

A partir do conhecimento das perdas técnicas e não técnicas para cada segmento do sistema de distribuição (rede primária, transformador de distribuição, rede secundária, ramal de ligação, medidor de energia), é possível então estabelecer métodos visando a redução das perdas de energia. Segundo Queiroz (2010), alguns dos métodos para redução das perdas na distribuição são: reconfiguração das redes, diminuição do fluxo de potência reativa, gestão do fator de utilização dos transformadores de distribuição.

Para balizar as distribuidoras na determinação das perdas de energia de seu sistema de distribuição, a ANEEL no Módulo 7 do PRODIST define métodos e informações relevantes devem ser utilizadas pelas distribuidoras de energia elétrica no cálculo das perdas do seu sistema de distribuição para cada segmento da rede (ANEEL, 2018c).

1.1 OBJETIVOS

Tendo em vista os dados apresentados anteriormente, este trabalho tem por objetivo avaliar as perdas técnicas de energia no sistema de distribuição da permissionária COOPERLUZ, considerando aspectos técnicos e regulatórios.

Com intuito de avaliar os diversos aspectos das perdas de energia de um sistema de distribuição de energia elétrica, estabeleceram-se três etapas para discussão e análise das perdas de energia da distribuidora, sendo elas:

 Análise histórica das perdas de energia mensuradas e regulatórias da distribuidora;

 Cálculo das perdas técnicas sistema de distribuição através de software de simulação computacional; e

 Avaliação das perdas de energia por segmento de rede e por circuito de média tensão considerando atributos correlatos as perdas de energia.

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1.1.1 Objetivos Específicos

Com intuito de obter os resultados desta pesquisa e cumprir com o objetivo proposto anteriormente, estabeleceram-se os seguintes objetivos específicos:

 Revisar a bibliografia sobre redes de distribuição de energia elétrica, perdas de energia elétrica e metodologias de redução de perdas técnicas;  Verificar as normas que se referem ao cálculo de perdas de energia;  Revisar a bibliografia sobre a regulação das perdas de energia no setor

elétrico brasileiro;

 Levantar os dados dos balanços de energia da cooperativa para o período analisado;

 Levantar as informações de mercado de energia, técnicos e topológicos do sistema de distribuição da empresa;

 Levantar os dados referentes ao cálculo de perdas regulatórias dos processos de revisão tarifária da cooperativa;

 Levantamentos das informações requeridas para modelagem e simulação da rede de distribuição no software SINAPgrid;

 Definir o montante de perdas não técnicas do sistema de distribuição analisado;

 Concluir com base na metodologia abordada os percentuais de perdas técnicas correspondentes a cada segmento da rede de distribuição.

1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO

O presente trabalho está subdividido em seis capítulos, considerando inclusa a Introdução. Sendo assim, cada um dos capítulos aborda determinados temas, conceitos e resultados essenciais na composição deste, conforme descrição a seguir:

No Capítulo 1 se tem a Introdução, na qual é apresentada a contextualização do tema. Além disso, é abordado neste primeiro capítulo as justificativas e a motivação para o desenvolvimento da pesquisa. Por fim, apresentam-se os objetivos gerais e específicos.

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No Capítulo 2 se apresentam os conceitos de sistema de distribuição de energia elétrica, no qual se descreve o papel deste perante o sistema elétrico de potência. Além disso, é apresentada a composição dos sistemas de distribuição e dadas as definições dos segmentos que compõem o sistema.

No Capítulo 3 são apresentados os conceitos perdas de energia, classificação das perdas, com maior foco para as perdas técnicas. Também se têm evidenciado os aspectos regulatórios do tratamento das perdas de energia, tanto no âmbito da regulação econômica das mesmas, quanto a metodologia regulamentada para cálculo das perdas técnicas na distribuição.

No Capítulo 4 é abordada a metodologia genérica desenvolvida na confecção deste trabalho. Trata-se de destacar a conexão entre os conceitos teóricos acerca do tema com as etapas de desenvolvimento da pesquisa, cálculo e das análises abordadas no trabalho.

No Capítulo 5 é apresentada uma avaliação histórica das perdas de energia no sistema de distribuição da permissionária COOPERLUZ. Com isso, visa avaliar a interconexão do comportamento histórico das perdas com aspectos técnicos e de mercado após a regulamentação da distribuidora juntamente a ANEEL. Além disso, apresenta-se uma análise regulatória das perdas de energia medidas ao longo desse período e o impacto financeiro deste na cooperativa.

No Capítulo 6 se apresenta o desenvolvimento do estudo de caso do cálculo das perdas técnicas do sistema de distribuição da COOPERLUZ. No qual são aplicadas as respectivas metodologias de cálculo para os segmentos do sistema de distribuição de acordo com o Módulo 7 do PRODIST da ANEEL, de forma a identificar as perdas de energia por segmento e alimentador da COOPERLUZ.

No Capítulo 7, tem-se a análise e discussão dos resultados obtidos nos Capítulos 5 e 6. Neste capítulo são avaliadas e identificadas as perdas nos segmentos do sistema e as oportunidades de melhoria do sistema com relação a redução das perdas de energia.

Por fim, no Capítulo 8 se tem as conclusões do trabalho, no qual se debate a relevância dos resultados obtidos, as sugestões para estudos aprofundados no

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âmbito de redução das perdas de energia em determinado segmento da rede ou determinado alimentador. Também neste capítulo, são sugeridas propostas para trabalhos futuros relacionados ao tema.

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2 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Este capítulo tem por objetivo apresentar os conceitos básicos e essenciais sobre os sistemas de distribuição de energia elétrica, sendo que este segmento a parcela do Sistema Elétrico de Potência (SEP) destinada a condicionar os níveis de tensão da transmissão e distribuição, de forma a adequá-los ao fornecimento aos consumidores finais da energia elétrica (ANEEL, 2015c).

Os diversos equipamentos e redes de distribuição são classificados em segmentos, em que cada segmento é composto de elementos que exercem uma mesma função dentro do sistema elétrico. Dessa forma, os principais segmentos de um sistema de distribuição são:

 Linhas de distribuição;  Subestação de distribuição;  Rede de Distribuição Primária;  Transformadores de Distribuição;  Rede de Distribuição Secundária;  Ramal de Ligação; e

 Medidores de Energia.

A Figura 2 apresenta de forma ilustrativa a estrutura do sistema de distribuição, com a identificação dos segmentos anteriormente citados. As tensões apresentadas para cada segmento do sistema na Figura 2 representam as tensões usuais de operação.

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Figura 2 – Exemplo da estrutura do sistema de distribuição.

Fonte: Autoria própria.

A seguir, serão abordadas as características e definições a respeito dos principais segmentos que compõe os sistemas de distribuição, estes previamente citados e ilustrados na Figura 2.

2.1.1 Linhas de distribuição

As linhas de distribuição fazem a conexão entre as subestações das redes de transmissão com as subestações de distribuição, ou mesmo as subestações de distribuição entre si (KAGAN et al., 2005).

Também denominadas de linhas de subtransmissão, estas fazem parte do Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT). Estas linhas operam usualmente em tensões de 69 kV até níveis de tensão inferiores a 230 kV (ANEEL, 2016a). Os consumidores atendidos a partir das linhas de distribuição em geral são grandes instalações industriais, unidades consumidoras enquadradas nos subgrupos de consumo A2 e A3 (KAGAN et al., 2005).

2.1.2 Subestação de distribuição

As subestações de distribuição têm como principal função rebaixar as tensões de níveis de subtransmissão para níveis de média tensão, de forma que são

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responsáveis pela conexão entre o SDAT e o Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT) (CASSEL, 2012).

Para isso, as subestações de distribuição são compostas por diversos equipamentos para garantir as funções proteção, de medição, de manobra e da conversão das tensões e correntes dos níveis de alta tensão para média tensão (KAGAN et al., 2005).

2.1.3 Rede de distribuição primária

As redes primárias de distribuição, ou redes de média tensão, tem origem no barramento secundário das subestações de distribuição, sendo as tensões usuais de operação nos níveis de 13,8 kV, 23,1 kV e 34,5 kV (CASSEL, 2012).

Em geral, as redes de média tensão são feitas em instalações aéreas, ou seja, os condutores são suspensos em estruturas montadas em postes. Isso em função do seu baixo custo, quando comparadas as redes de média tensão subterrâneas, utilizada principalmente em grandes centros urbanos (CASSEL, 2012).

A finalidade das redes de média tensão é transportar a energia mais próxima aos centros de carga, onde são instalados os transformadores de distribuição. Também podem fornecer energia diretamente para os consumidores, sendo esses em geral, consumidores de caráter industrial, comercial, condomínios residenciais ou mesmo instalações rurais de grande porte, representam as unidades consumidoras do subgrupo A4 e parte do subgrupo A3a (ANEEL, 2010).

2.1.4 Transformadores de distribuição

Os transformadores de distribuição são responsáveis por rebaixar os níveis de tensão das redes de média tensão para tensões com níveis adequados para os consumidores de energia elétrica (consumidores de baixa tensão) (CASSEL, 2012).

Em geral, os transformadores de distribuição são instalados suspensos em poste ou plataforma, nos centros urbanos, ou localidades rurais com maiores concentrações de carga, geralmente são instalados transformadores trifásicos. Já em localidades rurais mais distantes é usual a instalação de transformadores

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monofásicos, isso ocorre em função do custo para instalação de redes trifásicas de distribuição primária (ENERGISA, 2017).

Nos transformadores de distribuição trifásicos, a conexão dos enrolamentos é usualmente feita de forma que o primário é conectado em delta e o secundário em estrela aterrado, sendo que o aterramento do secundário é conectado ao condutor neutro da rede secundária de distribuição (KAGAN et al.,2005).

2.1.5 Rede secundária de distribuição

As redes secundárias de distribuição, tem origem no secundário dos transformadores de distribuição, sendo que as redes secundárias operam já nas tensões padronizadas de uso nas unidades consumidoras. No Brasil as tensões dos sistemas trifásicos de baixa tensão são de 127/220 V e 220/380 V (KAGAN et al., 2005).

As redes de baixa tensão, como são usualmente denominadas as redes secundárias, compõem parte do elo final entre o sistema de distribuição e as unidades consumidoras do grupo B (CASSEL, 2012).

2.1.6 Ramal de Ligação

O ramal de ligação é composto pelos condutores que fazem a conexão entre a rede de distribuição secundária e o ramal de entrada da unidade consumidora, sendo o ponto de entrega da energia por parte da distribuidora definida na conexão entre o ramal de ligação e o ramal de entrada (FECOERGS, 2016).

2.1.7 Medidores de Energia

Os medidores de energia são os equipamentos responsáveis por registrar as grandezas elétricas da unidade consumidora para a distribuidora realizar o faturamento da energia fornecida e da demanda disponibilizada (OLIVEIRA, 2009).

Para as unidades consumidoras de baixa tensão, a grandeza de principal interesse por parte da distribuidora a ser registrada pelos medidores de energia é o consumo de energia ativa, expresso em kWh (OLIVEIRA, 2009).

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Tendo como base os conceitos de sistemas elétricos e sistema de distribuição de energia, abordados anteriormente, nas seções seguintes serão aprofundados os conceitos e informações pertinentes especificamente ao estudo sobre as perdas elétricas.

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3 PERDAS DE ENERGIA NA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA

Este capítulo tem por objetivo apresentar os conceitos básicos e essenciais sobre perdas de energia elétrica no sistema elétrico de distribuição. Além disso, serão apresentadas as diretrizes para o cálculo de perdas de energia no sistema de distribuição, segundo o Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST: Revisão 5. Por fim, serão apresentadas algumas considerações quanto ao tratamento regulatório das perdas de energia no âmbito da ANEEL. Sendo inicialmente abordados os conceitos básicos ao que se refere o sistema de distribuição de energia elétrica.

Devido à grande importância da energia elétrica no atual modelo econômico, os processos envolvendo sua geração, transmissão e distribuição são alvos de constante estudo e cobrança por melhorias na prestação serviço e na qualidade do produto (energia elétrica) (MÉFFE, 2001).

Como todo sistema que envolve conversão e transporte de energia, os sistemas elétricos de potência também apresentam perdas (FOWLER, 2013). A preocupação e a busca pela minimização das perdas no sistema elétrico brasileiro são de vasta importância não somente para as distribuidoras de energia, mas também para a ANEEL e para os consumidores (MARTINS, 2016). Tendo em vista que, perdas elétricas ocorridas nos processos de geração, transmissão e distribuição de energia representam um custo considerável na operação do sistema elétrico (FIGUEIREDO, 2012).

No contexto das distribuidoras, devido as exigências da ANEEL de padrões de qualidade e eficiência econômica, demandam das concessionárias a constante necessidade da busca pela minimização dos custos operacionais sem implicar na qualidade do serviço prestado (MÉFFE, 2001). Uma das formas de minimizar seus custos de operação, visando maiores lucros e a operação do sistema elétrico de forma econômica é com a redução das perdas (MARTINS, 2016).

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A contribuição da redução das perdas elétricas para as distribuidoras não é somente a redução direta dos custos operacionais, a otimização destas contribuem também na qualidade do sistema, visto que as perdas impactam no carregamento das redes e no aumento da queda de tensão (EVALDT, 2014).

Para possibilitar a avaliação das perdas no sistema elétrico, seja por parte das concessionárias do serviço de distribuição de energia elétrica, ou mesmo por parte do órgão regulador, é necessário que estas sejam identificadas e classificadas (MÉFFE, 2001).

3.1.1 Classificação das Perdas

Segundo Leal (2006), as perdas de um sistema elétrico de potência podem ser classificadas segundo: a natureza, origem e localização, conforme ilustrado na Figura 3. Além das classificações citadas anteriormente, em cada uma das mesmas é possível estratificar as perdas em segmentos (rede média tensão, transformadores de distribuição, transformadores de força, etc.) (MÉFFE, 2001).

Figura 3 - Classificação das perdas nos sistemas elétricos de potência.

Fonte: Adaptado de Leal (2006).

Em relação a natureza, as perdas se classificam em: as perdas de potência ou demanda e as perdas de energia. As perdas de demanda são referentes a demanda de potência ativa requerida pelo próprio sistema elétrico, podendo ser determinada pela diferença entre a demanda de entrada (demanda que é requerida da fonte) e a demanda de saída (demanda requerida pelos consumidores), geralmente expressas na unidade de quilowatt (kW). Já as perdas de energia representam o montante de energia que é consumido pelo próprio sistema elétrico,

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Sendo determinada pela diferença entre a energia adquirida da supridora e a energia fornecida para os consumidores, geralmente expressa na unidade de quilowatt-hora (kWh) (MÉFFE, 2001).

Em relação à origem, as perdas se classificam em: perdas técnicas e perdas não técnicas. As perdas técnicas são as perdas que ocorrem no sistema elétrico em decorrência do próprio processo de transporte e transformação da energia elétrica. As perdas não técnicas, também chamadas de perdas comerciais, representam as perdas que ocorrem em função de fraudes ou furtos de energia, erros do equipamento de medição, ou mesmo erro humano na leitura do medidor de energia (MÉFFE, 2001).

Quanto à localização, as perdas se classificam em: perdas globais do sistema elétrico, perdas no sistema de transmissão e perdas no sistema de distribuição. As perdas globais do Sistema Elétrico referem-se as perdas somadas da geração, transmissão e da distribuição, representando assim todo montante, seja de potência ou energia, que é perdido no sistema elétrico. As perdas no sistema de transmissão se referem as perdas da geração de energia e da transmissão. Já as perdas no sistema de distribuição são as perdas, seja de energia ou potência, que se dão especificamente na distribuição (MÉFFE, 2001).

3.2 PERDAS TÉCNICAS NA DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Segundo Araújo e Siqueira (2006, p. 1), as perdas técnicas são “decorrentes da iteração da corrente elétrica e de seus campos eletromagnéticos com o meio físico de transporte da energia”, ou seja, ocorrem em função das características físicas e magnéticas dos meios condutores da energia, nos quais há consumo de energia em perdas em função da circulação da corrente elétrica.

As perdas de origem técnica estão relacionadas principalmente ao efeito Joule, que se refere a energia térmica produzida durante a condução e transformação da energia elétrica (ANEEL, 2015a). Outra parcela considerável nas perdas técnicas são as perdas decorrentes da magnetização do núcleo de transformadores, que se referem as perdas por histerese e correntes de Foucault (correntes parasitas) (SANTOS, 2006).

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Para fins do cálculo das perdas técnicas no sistema elétrico de uma distribuidora devem ser considerados os segmentos somente a partir do suprimento da energia até o ponto de entrega da energia para os consumidores, considerando também as perdas nos equipamentos de medição (MARTINS, 2016).

Pelo fato de serem intrínsecas aos sistemas elétricos, não é possível eliminar completamente as perdas técnicas, porém as distribuidoras buscam formas de reduzir o impacto das mesmas (MARTINS, 2016).

3.2.1 Metodologias de redução das perdas técnicas

A constante busca por redução das perdas por parte das distribuidoras não visa somente a redução dos custos operacionais e o aumento da lucratividade, mas também é benefício da redução das perdas técnicas a possibilidade de evitar investimentos no sistema elétrico, uma vez que menores perdas de potência no sistema permitem o atendimento de uma carga maior com a mesma infraestrutura de rede (LEAL, 2006).

Uma das variáveis que tem contribuição direta nas perdas técnicas de um sistema elétrico é a corrente elétrica, sendo a base das principais metodologias para redução das perdas técnicas é a otimização e redução da corrente elétrica que circula no sistema (QUEIROZ, 2010).

Segundo Figueiredo (2012), as metodologias aplicáveis no âmbito dos sistemas de distribuição visando a redução das perdas técnicas são diversas, podendo ser destacadas as metodologias de redução de perdas por:

 Instalação de Bancos de Capacitores;  Reconfiguração de Redes;

 Substituição dos Condutores das Redes;

 Gestão das Perdas nos Transformadores de Distribuição; e  Inserção de Geração Distribuída.

A instalação de bancos de capacitores nas redes de distribuição ocorre geralmente nas redes de média tensão, tendo como objetivo principal fazer a

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compensação de energia reativa indutiva, de forma a manter o fator de potência do sistema nos limites definidos pelo órgão regulador (FIGUEIREDO, 2012).

O método de reconfiguração de redes se baseia em adequar a configuração da rede de média tensão, otimizando assim o atendimento das cargas de forma a reduzir as perdas técnicas (FIGUEIREDO, 2012). Conforme Queiroz (2010), o método de reconfiguração de redes somente pode ser aplicado em redes operando de forma radial, com possibilidade de fazer interligações entre trechos distintos da rede.

A reconfiguração de redes é realizada através da abertura e fechamento de chaves seccionadoras, de forma a modificar o caminho elétrico da corrente para o atendimento das cargas resultando em menores perdas técnicas para o sistema. (FIGUEIREDO, 2012).

Além de possibilitar a reconfiguração da rede, as chaves seccionadoras que operam em modo Normalmente Aberto (NA), interligando redes distintas são usualmente utilizadas em situações de contingência, seja para isolar trechos da rede, ou para realizar transferências de carga temporariamente (FIGUEIREDO, 2012).

As perdas devido ao efeito Joule nos condutores de energia estão diretamente relacionadas a corrente que atravessa o condutor e a sua resistência, segundo Figueiredo (2012) a substituição dos condutores de uma rede por condutores de menor resistência elétrica reduz a dissipação de calor no condutor decorrente da corrente que percorre o cabo.

Pode-se definir então, como uma estratégia para redução das perdas elétricas em uma rede de distribuição a substituição dos condutores da mesma. Deve-se visar para a substituição dos condutores, os trechos em que a rede se encontra com sua capacidade de condução sobrecarregada ou próxima ao limite, assim a troca dos condutores resultará em um maior impacto na redução das perdas (FIGUEIREDO, 2012).

Apesar de essenciais no processo de transformação da energia nas redes de distribuição, os transformadores de distribuição contribuem consideravelmente no

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âmbito das perdas elétricas (FIGUEIREDO, 2012). Sendo uma das maneiras de redução das perdas em transformadores a gestão de carregamento destes equipamentos, de forma a manter a relação de carregamento ideal do equipamento (QUEIROZ, 2010).

No Brasil, outra frente adotada quanto a redução das perdas em transformadores de distribuição são os incentivos dados aos fabricantes de equipamentos para a produção de transformadores com maiores níveis de eficiência (QUEIROZ, 2010).

A crescente penetração de geração distribuída no sistema elétrico resulta em uma geração de energia mais próxima dos centros de carga, assim contribuem na redução do fluxo de potência das redes de distribuição, consequentemente, há uma redução da corrente elétrica que percorre os condutores, logo, as perdas por efeito Joule são minimizadas (FIGUEIREDO, 2012).

Em seguida serão abordados os tratamentos regulatórios dados as perdas elétricas nos sistemas de distribuição, sendo responsabilidade da ANEEL definir os quesitos de regulação do setor elétrico.

3.3 REGULAÇÃO DAS PERDAS DE ENERGIA NA DISTRIBUIÇÃO

Neste subcapítulo serão apresentados conceitos e dados pertinentes relacionados ao órgão regulador do sistema elétrico brasileiro, além da atuação do mesmo no âmbito da regulação das perdas de energia no sistema de distribuição. 3.3.1 Agência Reguladora do Setor Elétrico Brasileiro – ANEEL

A regulação do setor elétrico brasileiro é realizada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que como citada anteriormente é uma autarquia, sendo ela vinculada ao Ministério de Minas e Energia do Governo Federal da República do Brasil. São funções da ANEEL, atuar como órgão regulador e fiscalizador da geração, transmissão e distribuição de energia elétrica (ANEEL, 2018b).

No âmbito da regulação das distribuidoras de energia elétrica, vê-se que os contratos de concessão e permissão estipulam áreas de atuação das distribuidoras, logo, o mercado da distribuição de energia se torna um monopólio natural. Com

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base nisso, os consumidores não possuem a possibilidade de escolher a distribuidora que irá lhe fornecer a energia, porém o mesmo tem o direito ao serviço prestado conforme as exigências de qualidade definidas pelas legislações vigentes (ARAUJO, 2007).

Neste cenário, a ANEEL atua de forma a regular o preço das tarifas de energia visando estabelecer valores justos para consumidor e distribuidora. Cabe ao órgão regulador a fiscalização quanto aos níveis de qualidade da prestação do serviço e do produto (energia elétrica), além de evitar que em função das características do monopólio natural ocorram abusos por parte da distribuidora para com o consumidor (ARAUJO, 2007).

Para que a regulação e a fiscalização do setor elétrico sejam eficientes, a ANEEL dispõe de procedimentos que visam normatizar e padronizar determinados processos que ocorrem dentro das empresas de distribuição. No aspecto técnico, correspondendo as questões operacionais das distribuidoras, além do envio de indicadores para a agência reguladora, a ANEEL dispõe dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST (ANEEL, 2018b).

O PRODIST aborda procedimentos que regulamentam diversas áreas das distribuidoras, desde questões técnicas de planejamento do sistema elétrico, cálculo de perdas de energia, qualidade de energia, até procedimentos de âmbito gerencial, tais como informações e relatório que devem ser encaminhados para a ANEEL, o cadastro das redes elétricas em sistema de informações geográficas, faturas de energia, dentre outros (ANEEL, 2018b).

No âmbito econômico, a ANEEL dispõe dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que visam normatizar os processos tarifários, ou seja, regulamenta os processos de revisão e reajuste tarifário, estrutura tarifária, tanto para concessionárias como para permissionárias (ANEEL, 2019).

Quanto as perdas de energia, a partir do primeiro processo de revisão tarifária das distribuidoras, com a identificação de elevados índices de perdas de energia na

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distribuição, foi que a ANEEL desenvolveu metodologias para apuração das perdas (QUEIROZ, 2010).

3.3.2 Perdas de Energia nos Processos Regulatórios

Tendo em vista as definições abordadas anteriormente, cabe também a ANEEL a função de atuar no âmbito regulatório do controle e gestão das perdas de energia no sistema de distribuição, de forma que o agente permissionário/concessionário atue de forma responsável quanto a eficiência do sistema elétrico (HASHIMOTO et. al., 2005).

Anteriormente, apresentou-se que as perdas de energia são prejudiciais para o sistema elétrico, tanto técnico quanto economicamente, visto que as mesmas acarretam em custos operacionais para as distribuidoras. Visto que, a receita das distribuidoras é função das faturas de energia pagas pelos consumidores, logo, o aumento dos custos operacionais da distribuidora tenderá em acarretar um aumento da fatura de energia do consumidor. Para compreender o impacto das perdas de energia na tarifa a ser cobrada dos consumidores, deve-se analisar a estrutura tarifária.

Segundo a ANEEL (2017a), a tarifa de energia é composta de três partes: Parcela A, Parcela B e tributos. Em que, a Parcela A, corresponde ao custo de compra da energia, transporte e encargos setoriais (ANEEL, 2017b). Já a Parcela B é composta pelos custos gerenciáveis, tais como custos operacionais, remuneração de capital, cota de depreciação dos ativos (ANEEL, 2017c). Os tributos agregados a tarifa de energia são impostos estaduais e federais tais como: Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), Programa de Integração Social (PIS), Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS) (ANEEL, 2017a).

Na Parcela A da tarifa de energia, a qual compreende os custos de compra e transporte, além de encargos do setor elétrico, define-se no submódulo 3.2 do PRORET que, o custo com a aquisição de energia será a energia requerida para atender o mercado da distribuidora multiplicado pelo preço médio de repasse do custo de aquisição de energia. Porém, ressalta-se o termo energia requerida, calculado segundo o PRORET a partir da Equação (1) (ANEEL, 2018d):

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= + (1) Onde,

– Energia requerida, expressa em MWh, para atender o mercado distribuidora (dado informado no processo regulatório);

– Energia vendida pela concessionária/permissionária, expressa em MWh, para atendimento do mercado da distribuidora e consumo próprio;

– Perdas Regulatórias Totais, expressa em MWh, obtidas pela soma das perdas na rede básica, perdas técnicas e não técnicas.

Percebe-se que as perdas de energia elétrica afetam diretamente o valor da tarifa de energia, uma vez que, as mesmas são consideradas no cálculo do montante de energia requerida pela distribuidora para o atendimento do seu mercado. Porém, ressalta-se que as perdas consideradas neste cálculo são as perdas regulatórias.

As perdas regulatórias são definidas durante os processos de revisão tarifária das distribuidoras, em que são determinados os valores de tarifa a serem aplicados pelas mesmas (QUEIROZ, 2010). Sendo assim, o regulador determina a cada ciclo de revisão tarifária o nível de perdas que irá compor a energia requerida da distribuidora (ARAUJO, SIQUEIRA, 2006).

O tratamento das perdas regulatórias é realizando tendo como balizador os princípios de Regulação por Incentivos, em que a ANEEL busca definir níveis de perdas que proporcionem incentivos econômicos para que os agentes reduzam seus índices de perdas, isso ocorre em geral através da atribuição de níveis de perdas em trajetória decrescente. Com isso, o regulador tem por objetivo alcançar melhores índices de eficiência e qualidade, prezando pela modicidade tarifária (ARAUJO, SIQUEIRA, 2006).

Sendo assim, a ANEEL dispõe de dois procedimentos adotados quando ao tratamento regulatório das perdas de energia elétrica. O primeiro deles, o módulo 7 do PRODIST, denominado de Cálculo de Perdas na Distribuição, tem como intuito definir a metodologia a ser adotada pelas distribuidoras para determinação das

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perdas técnicas regulatórias de seu sistema (ANEEL, 2018c). Tendo como objetivo padronizar a forma com que as empresas de distribuição de energia apuram suas perdas técnicas, assim garantindo uma maior confiabilidade dos dados apresentados pelas distribuidoras (QUEIROZ, 2010).

O segundo procedimento definido pela ANEEL aborda a avaliação das perdas não técnicas, as chamadas perdas comerciais. Sendo que as premissas para definição destas estão dispostas no submódulo 2.6 do PRORET, no qual está apresentada uma metodologia de definição das perdas não técnicas regulatórias, que consideram aspectos socioeconômicos das áreas de concessão para definição das metas (ANEEL, 2015b).

Tendo em vista os objetivos do trabalho, no qual será desenvolvida uma avaliação das perdas técnicas de energia no sistema de distribuição de uma permissionária, em seguida será apresentada a metodologia vigente desenvolvida e regulamentada pela ANEEL para o cálculo de perdas técnicas regulatórias.

3.4 METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS DO MÓDULO 7 DO PRODIST - ANEEL

A metodologia para o cálculo das perdas técnicas de energia tratada nesta seção é a metodologia desenvolvida pela ANEEL, refere-se a revisão 5 do Módulo 7 do PRODIST, que passou a vigorar em janeiro de 2018 (ANEEL, 2018c). O método de cálculo de perdas desenvolvido pela ANEEL propõe uma divisão do sistema de distribuição em segmentos, sendo tal segmentação ilustrada na Figura 4 (QUEIROZ, 2010).

Figura 4 – Diagrama de perdas técnicas por segmento do sistema de distribuição.

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Para cada um dos segmentos do sistema de distribuição apresentados na Figura 4, a ANEEL propõe uma forma própria para estimação das perdas, atendendo assim as particularidades de cada segmento (QUEIROZ, 2010). Sendo a segmentação dos sistemas de distribuição definida pela ANEEL em (ANEEL, 2018c):  Redes do SDAT;  Transformadores de potência;  Reguladores e Redes do SDMT;  Transformadores de distribuição;  Redes do SDBT;  Ramais de ligação; e

 Medidores de energia dos consumidores do SDBT. 3.4.1 Premissas do cálculo de perdas técnicas

Alguns parâmetros regulatórios determinados pela ANEEL no Módulo 7 do PRODIST devem ser adotados para o cálculo das perdas técnicas. Dentre estes, para o SDBT e SDMT devem ser desconsiderados os equipamentos de compensação de fluxo de reativos e também utilizar como fator de potência o valor de 0,92 (ANEEL, 2018c).

O nível de tensão a ser considerado na saída dos alimentadores de média tensão para o cálculo de perdas não deve apresentar variações dinâmicas, ou seja, deve ser adotado apenas um valor de tensão na saída de um alimentador (ANEEL, 2018c).

Para os transformadores de distribuição devem ser adotados os valores de referência de perdas a vazio e perdas totais apresentados no ANEXO I do Módulo 7 do PRODIST (ANEEL, 2018c). Já para os transformadores de potência os valores de perdas a vazio e perdas totais devem ser informados conforme os dados de placa do equipamento, sendo passível de avaliação pela ANEEL (ANEEL, 2018c).

A impedância de sequência positiva dos condutores a ser considerada para determinar as perdas nas redes deve observar os valores dispostos no ANEXO II do Módulo 7 do PRODIST (ANEEL, 2018c).

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As cargas quando atendidas pelos SDBT ou SDMT devem ser modeladas com base no modelo de carga estático polinomial (ZIP), que para potência reativa é modelada como sendo de impedância constante e para a parcela referente a potência ativa é modelada sendo metade de potência constante e metade de impedância constante (ANEEL, 2018c).

Ressalta-se ainda que, depois de calculado o fluxo de potência para o sistema de distribuição, caso resulte em pontos que a tensão de fornecimento esteja em níveis considerados precário ou crítico, conforme as definições do Módulo 8 do PRODIST, a modelagem das cargas ZIP de potência constante, devem ser consideradas como impedância constante (ANEEL, 2018c). O trabalho desenvolvido por Granados et al. (2017) apresenta melhor aprofundamento a respeito da modelagem matemática do modelo de cargas ZIP, neste contexto, recomenda-se a leitura.

Ainda com relação a níveis de tensão crítico ou precário apresentados após o cálculo do fluxo de potência, estes podem ser ajustados a partir da mudança de

Taps de equipamentos de regulação de tensão (ANEEL, 2018c).

Na modelagem das cargas das unidades consumidoras trifásicas a carga é considerada igualmente dividida entre as fases. Já para as cargas monofásicas atendidas a três fios, considera-se a carga como sendo conectada entre as fases (ANEEL, 2018c).

No âmbito do SDMT, quanto aos sistemas monofásicos do tipo Monofásico com Retorno por Terra (MRT), deve-se considerar a resistência de terra do sistema com valor de 15 ohms (ANEEL, 2018c).

Já para os ramais de ligação, duas considerações podem ser feitas para o cálculo das perdas de energia. Primeiramente, caso a distribuidora não possua uma base de dados com as informações de comprimento dos ramais de ligação das unidades consumidoras se deve adotar comprimento de 15 metros. Além disso, o comprimento máximo admissível para um ramal de ligação é de 30 metros (ANEEL, 2018c).

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No cálculo das perdas técnicas para os sistemas de distribuição de energia são abordados métodos distintos, sendo estes: apuração via sistema de medição; aplicação de fluxo de potência e computação das perdas em medidores de energia (ANEEL, 2018c).

Ao final do cálculo das perdas técnicas de energia se deve acrescer um percentual de 5% sobre este montante, exceto nas perdas apuradas via sistema de medição. Este fator é aplicado de forma a compensar as perdas não previstas no cálculo, por exemplo, perdas por efeito corona, relés fotoelétricos, capacitores, fugas em isoladores e para raios, transformadores de potencial (TP) e transformadores de corrente (TC) (ANEEL, 2018c).

Tendo vista as premissas a serem consideradas previamente ao cálculo das perdas técnicas, em seguida serão abordados os procedimentos do cálculo de perdas para cada segmento do sistema de distribuição.

3.4.2 Cálculo das perdas de energia no SDAT

No SDAT, as perdas de energia são calculadas com base nos dados dos sistemas de medição presentes nos equipamentos. Em função das linhas de distribuição apresentar poucas ramificações, em geral conectando diretamente as subestações entre si, usinas geradoras, unidades consumidoras e conexões com sistemas de outras distribuidoras de energia (DRESCH, 2014).

A apuração das perdas com base nos sistemas de medição se torna o método mais vantajoso para o SDAT, visto que cada subestação e pontos de conexão possuem equipamentos que possibilitam a medição das grandezas elétricas para a elaboração do cálculo de perdas (ANEEL, 2018c).

Nas perdas técnicas do SDAT, deve-se discriminar o montante para cada nível de tensão dos subgrupos deste sistema (A1, A2 e A3) e também para cada transformação de tensão dentro do SDAT (ANEEL, 2018c).

Para informar os montantes de perdas no SDAT com base nos dados de medição a distribuidora deve ter equipamentos de medição nos terminais dos transformadores. Não possuindo medição nos terminais dos transformadores de

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potência, a distribuidora pode ainda utilizar os dados de medição para calcular as perdas e descontar destas as perdas referentes aos transformadores, sendo estas calculadas a partir dos procedimentos descritos no item 2.5.3 (ANEEL, 2018c). 3.4.3 Cálculo das perdas de energia em transformadores de potência

As perdas de energia nos transformadores de potência são calculadas a partir da perda de potência apresentada pelo equipamento para uma condição de demanda média, de acordo com a Equação (2) (ANEEL, 2018c):

= ∆ . + . [ ℎ] (2)

Onde,

: Perda de energia para a demanda média do transformador de potência, expressa em megawatt-hora [MWh];

∆ : Período de tempo considerado no cálculo das perdas, expresso em horas [h];

: Perda de potência no núcleo, ou em vazio do transformador, expressa em megawatt [MW];

: Perda de potência no enrolamento do transformador, expressa em megawatt [MW];

: Coeficiente de perdas.

O fator da Equação (2) é determinado pela perda de potência no núcleo do transformador, definida a partir dos dados do ensaio a vazio do mesmo. Já , representa as perdas no enrolamento do transformador com base na condição de carga média do equipamento, sendo definida pela Equação (3) (ANEEL, 2018a).

=

.

∗

[

]

(3)

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: Perda de potência no enrolamento do transformador, expressa em megawatt [MW];

: Potência média exigida do transformador, resultado da relação entre a energia fornecida pelo transformador e o tempo, expressa em megawatt [MW];

: Potência nominal do transformador, expressa em megavolt-ampère [MVA];

: Perda de potência no enrolamento do transformador quando submetida ao valor nomina de carga, resultado da diferença entre as perdas totais e perdas a vazio constantes nos relatórios de ensaio do mesmo, expressa em megawatt [MW];

cos : Fator de potência, considerar valor regulatório de 0,92. 3.4.4 Cálculo das perdas de energia no SDMT e SDBT

Já para os SDBT e SDMT, as perdas de energia tanto nas redes, como nos equipamentos é obtida através da aplicação de cálculos de fluxo de potência. (ANEEL, 2018c).

Na metodologia de cálculo das perdas por fluxo de potência, atribui-se valores iniciais de módulo e ângulo de fase das tensões em todas as barras do sistema, por meio de uma metodologia iterativa, calculam-se as demais grandezas até as tensões das barras atingirem o índice de tolerância desejado (ANEEL, 2018c).

O procedimento a ser adotado para determinar as perdas de energia no SDMT e SDBT é o denominado Bottom-up, que consiste em calcular as perdas de energia do cenário micro para o macro, ou seja, utilizam-se como base no cálculo das perdas a energia medida nas unidades consumidoras somando as perdas nos medidores. Este procedimento tem por característica apurar as perdas dos níveis mais baixos de tensão, no caso o SDBT, até a fronteira do SDMT com o SDAT (ANEEL, 2018c).

3.4.5 Cálculo das perdas de energia nos medidores

As perdas nos medidores de energia das unidades consumidoras do grupo B são calculadas considerando valores predefinidos de perda em função do tipo de

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medidor. Sendo atribuídos 1 W (Watt) de perda de potência por circuito de tensão para medidores do tipo eletromecânico e 0,5 W para medidores do tipo eletrônico (ANEEL, 2018c).

Sendo as perdas de energia ( ) nos medidores calculadas a partir da perda de potência apresentada pelo medidor ( ) multiplicada pelo tempo de análise (∆ ), conforme apresentado na Equação (4) (ANEEL, 2018c).

= . ∆ [ ] (4)

Para definir a perda de potência para cada medidor de energia, deve-se aplicar a Equação (5) (ANEEL, 2018c).

= . . 10 [ ] (5)

Onde,

: Perda de potência no medidor, expressa em megawatt [MW];

: Perda de potência por circuito de tensão do medidor, expressa em watt [W];

: Multiplicador da perda de potência por circuito de tensão, deve-se considerar:

= 3 (três), para unidades consumidoras atendidas por 3 fases e 4 fios; = 2 (dois), para unidades consumidoras atendidas por 2 fases e 3 fios ou 1 fase e 3 fios;

= 1 (um), para unidades consumidoras atendidas por 1 fase e 2 fios. 3.4.6 Caracterização da carga

Para definir as cargas conectadas ao SDMT e SDBT é preciso caracterizá-las. A caracterização das cargas consiste em definir uma curva de carga para cada tipo de consumidor, em geral as curvas são caracterizadas por classe (Residencial, Rural, Comercial, Industrial, entre outras), sendo as informações para elaboração destas curvas típicas de carga obtidas através de campanhas de medição (ANEEL, 2018c).

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Além disso, devem-se levantar três curvas de carga para cada consumidor-tipo, que contemplem dias úteis, sábados, domingos e feriados. A curva de carga típica a ser obtida deve ser composta de 24 patamares de carga, sendo um patamar para cada hora do dia (ANEEL, 2018c).

Pelo fato do fator de potência ser predefinido, em função do limite normativo de 0,92, conforme citado no item 7.5.1, as curvas de carga típica dos consumidores são elaboradas somente com a demanda de potência ativa. Na Figura 5 está representado um exemplo de curva de carga típica de 24 patamares de potência ativa.

Figura 5 - Exemplo de curva de carga de potência ativa de 24 patamares.

Fonte: Autoria própria.

Com os métodos de cálculo apresentados para determinar as perdas técnicas em cada segmento de um sistema de distribuição, pode-se somar as perdas técnicas para cada segmento, obtendo-se assim o total de perdas técnicas do sistema de distribuição. A partir destes resultados a ANEEL se utiliza de uma série de indicadores para avaliar tais perdas (ANEEL, 2018c).

3.4.7 Indicadores de perdas de energia

Com a finalidade de avaliar as perdas nos sistemas das distribuidoras a ANEEL no Módulo 7 do PRODIST criou uma série de indicadores de perdas. Para possibilitar o cálculo de tais indicadores algumas informações de montantes de