Com as alterações feitas pela Equatorial Goiás nas normas técnicas e burocráticas relacionadas à conexão de novas cargas no sistema elétrico goiano, o procedimento para aprovação do projeto de um novo cliente do Grupo A sofreu algumas alterações. Saiba o passo a passo para cada etapa exigida pela nova distribuidora a seguir.

1 – Introdução

De acordo com a resolução normativa 1000 da ANEEL (REN 1000/2021), todo cliente que possuir uma potência instalada maior que 75 kW deve ser atendido em uma tensão maior que 2,3 kV, sendo categorizado como cliente de Grupo A. Consumidores como indústrias e grandes empresas, que possuem uma demanda de energia significativa, caracterizados ainda, pelos seguinte subgrupos:

• subgrupo A1: tensão de conexão maior ou igual a 230 kV;
• subgrupo A2: tensão de conexão maior ou igual a 88 kV e menor ou igual a 138 kV;
• subgrupo A3: tensão de conexão igual a 69 kV;
• subgrupo A3a: tensão de conexão maior ou igual a 30 kV e menor ou igual a 44 kV;
• subgrupoA4: tensão de conexão maior ou igual a 2,3 kV e menor ou igual a 25 kV; e
• subgrupo AS: tensão de conexão menor que 2,3 kV, a partir de sistema subterrâneo de distribuição;

Desta forma, se o cliente se encaixar em algum destes requisitos, ele é enquadrado pela distribuidora como cliente do Grupo A e deve proceder com o seu projeto elétrico da seguinte forma.

2 – Etapas de Conexão

O diagrama disponibilizado pela Equatorial referente ao fluxograma de ligação nova do Grupo A está apresentado na imagem abaixo.

A primeira etapa, Orçamento Estimado (anteriormente reconhecida como AVT ou Liberação de Carga) é um documento auxiliar, não sendo obrigatório para aprovação do projeto. Contudo, se o tempo estiver ao seu favor, é extremamente relevante para elaboração do mesmo, pois é neste que é explicitado quais poderão ser os custos e a disponibilidade de atendimento técnico à ligação solicitada antes de fechar a conexão efetivamente, como o trecho em que ela será conectada ou se haverá necessidade de construir uma extensão de rede para atendê-la.

Feito isso, paralelamente à Solicitação do Orçamento de Conexão, feita através do ANEXO III da norma técnica NT.002 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV, 23,1kV e 34,5kV), rev. 08, o cliente deve iniciar e apresentar o Projeto da Subestação para que a partir do estudo de viabilidade feito pela distribuidora e análise do mesmo, ele possa ser aprovado para que o cliente possa decidir se prosseguirá com ele. Caso opte por levá-lo adiante, este deverá realizar a assinatura dos contratos CUSD e CCER, descritos ao final do artigo, informando quem será o responsável pela execução das obras de conexão.

Caso o construtor escolhido seja a própria concessionária, o cliente deve enviar o Termo de Obras assinado para que esta possa iniciar a execução de todas as obras envolvendo a conexão do novo cliente do Grupo A.

Por outro lado, caso o cliente opte pela autoconstrução, este deverá elaborar o Projeto de Rede e aprová-lo na concessionária, e, depois, iniciar a execução. Uma vez finalizada a obra de conexão por parte do cliente, a distribuidora irá realizar a fiscalização desta. Por fim, após toda finalização das obras de conexão, a Equatorial fiscalizará a Subestação de Entrada (SEE) construída pelo cliente e se ela estiver dentro das normas as quais o projeto foi concebido, a vistoria da SEE será aprovada e finalmente, ocorrerá a energização da subestação para o seu funcionamento.

3 – Prazos para cada etapa

Os prazos estabelecidos para cada etapa do processo de aprovação do projeto de ligação nova do Grupo A são definidos, no caso da Equatorial Goiás, pela NT.002 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV, 23,1kV e 34,5kV), que baseia-se na Resolução Normativa nº 1000 da Aneel, e nos diz o seguinte:

1. Orçamento Estimado: Sempre que consultada, a distribuidora deve elaborar e fornecer gratuitamente ao consumidor e demais usuários o orçamento estimado para conexão ao sistema de distribuição, no prazo de 30 (trinta) dias a partir da solicitação(REN 1000/2021 Art.56);
2. Orçamento de Conexão:Prazo de 15 dias para conexão de unidades consumidoras sem geração ou com microgeração distribuída, em tensão menor do que 69kV, em que não haja necessidade de realização de obras no sistema de distribuição ou de transmissão, apenas, quando necessário, a instalação do ramal de conexão. 30 dias para os casos sem geração ou com microgeração distribuída, em tensão menor do que 69kV, em que seja necessário haver obras no sistema de distribuição ou transmissão da distribuidora, e 45 dias para as demais conexões. (REN 1000/2021 Art.56);
3. Aprovação e Validade de Projetos: Para análiseou reanálise do projeto, o prazo é de 30 dias após solicitação, e depois de aprovado, o projeto possui 12 meses de validade, tanto para redes de distribuição quanto para subestações particulares (002/2023 – 5.9.4), devendo ainda ser realizada a solicitação de ligação dentro deste prazo e caso este prazo não seja atendido, o projeto deve ser submetido a nova análise da distribuidora.
4. Execução das obras:120 dias para obras na rede de distribuição aérea de tensão maior ou igual a 2,3 kV e menor que 69 kV, com dimensão de até um quilômetro (002/2023 – 5.9.4);
5. Vistoria: Até 10dias úteis após solicitação para conexão em tensão maior ou igual a 2,3 kV e menor que 69 kV; Até 15 dias úteis após solicitação para conexão em tensão maior ou igual que 69 kV.

Para mais informações sobre a NT002, clique aqui.

Após a compra da CELG-D pela Equatorial, as especificações técnicas da Enel, em especial a 0942, não são mais utilizadas no setor elétrico do estado desde 29 de Julho de 2023. Com isto, o estudo das normas de transição e quais as relações com as especificações da ENEL torna-se imprescindível para todo setor de energia elétrica. No âmbito de conexões em média tensão, antes especificado pela 0942, passarão a ser normalizado pela NT002, saiba suas principais características e o que foi alterado pela nova distribuidora.

Para mais informações sobre esta transação entre distribuidoras, clique aqui.

1 – Introdução

Para garantir que a energia elétrica e sua distribuição atendam aos requisitos mínimos de qualidade, eficiência, segurança e interoperabilidade, são desenvolvidos documentos que estabelecem regras e diretrizes a serem cumpridas, denominados Normas Técnicas. No Brasil, a principal entidade responsável por esse serviço é a ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas, que elabora e atualiza as normas de diversos setores, incluindo o elétrico. Dessa forma, normas como a ABNT NBR 5410, NBR 5419 e NBR 14039 e outras regulamentações, como resoluções normativas da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) (REN 1000/2021) (PRODIST), são as referências utilizadas pelas distribuidoras de energia ao regulamentarem suas áreas de concessão.

No caso das novas diretrizes implementadas pela Equatorial Energia em Goiás, mais especificamente na NT002 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão, que substituiu a especificação técnica CNC-OMBR-MAT-20-0942-EDBR – Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Primária de Distribuição até 34,5kV da Enel, também foram utilizadas todas as referências citadas acima e houve algumas alterações em relação aos processos para o fornecimento em média tensão, as quais entraram em vigor em 29 de julho de 2023.

Saiba todas as principais mudanças e quais aspectos merecem sua atenção ao solicitar uma ligação agora com a nova distribuidora goiana.

2 – Norma Técnica 002 – Fornecimento de Energia Elétrica em Baixa Tensão

2.1 – Apresentação do projeto

Com as mudanças normativas, a Equatorial Energia passou, através do item 5.3.1.4, a dispensar a análise de projetos para transformadores de até 300 kVA desde que estes sejam instalados em postes. Além disso, conforme o item 5.3.1.3, o projeto deve ser apresentado à concessionaria juntamente com o níveis de curto-circuito do local da obra.

Mais além, os projetos apresentados e aprovados, passaram a ter validade de 12 meses, e não mais de 18 meses.

2.2 – Conexão

De acordo com a NT002, item 6.3, o fornecimento para novos clientes será realizado em tensões nominais de 13,8, 23,1 e 34,5 kV apenas quando a carga instalada da unidade consumidora for superior a 75 kW e a demanda estimada ou contratada pelo interessado, para fornecimento, for igual ou inferior a 2500 kW.

Quando a demanda para fornecimento contratada pelo interessado for superior a 2500 kW, a tensão de fornecimento deve ser em 69 kV ou 138 kV, conforme artigo 23 da Resolução nº 1000 da ANEEL.

Além disso, no item 6.4, é especificado que a conexão à rede da concessionária só será permitida com cabos de seção maior ou igual a 50 mm² para condutores de cobre e 1/0 CA para condutores de alumínio. E em condições normais, o vão livre do ramal de conexão não deve exceder a 40 metros.

Nesse contexto, a NT002 fornece, através da Tabela 1, presente na norma, a relação de uso para cada cabo.

Tabela 1: Configurações do ramal de entrada

De acordo com o item 6.6, as opções da tabela se enquadram para:

• Opção 1: Subestações submetidas às influências do tempo (intemperismo) no solo, apenas com trecho em média tensão com cabo nu e para subestações aéreas para postes, compreendendo segmentos em média tensão utilizando cabo nu, do ponto de entrega até as buchas do primário do transformador, e em baixa tensão com cabo isolado, das buchas do secundário do transformador até a caixa de medição;
• Opção 2: Subestações abrigadas, seja em cabine de alvenaria ou em cubículo blindado, e subestações expostas ao tempo com transformador de pedestal, ambas empregando um poste auxiliar equipado com muflas;
• Opção 3: Áreas tombadas pelo IPHAN (Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional).

Para os casos onde a carga será alimentada por um transformador de até 300 kVA, este deve ser implantado ao tempo em poste, e no poste de derivação, o eletroduto rígido metálico com zincagem por imersão a quente deverá ter altura de 6 metros. Os eletrodutos deverão ter diâmetro interno mínimo de 100 mm, conforme item 6.6.6.

Somado a isso, os dutos devem ter o fundo inclinado para facilitar o escoamento de água em direção às caixas de passagem adjacentes.

Por fim, outra normativa que vale a pena destacar, é que agora, em trechos subterrâneos, os condutores devem ser instalados a uma profundidade de 0,50 metros, em dutos de PVC rígido ou Polietileno de Alta Densidade – PEAD corrugados.

2.3 – Subestações Compartilhadas

Com a implementação da NT002 da Equatorial, para realizar a conexão com o sistema da distribuidora através de uma subestação compartilhada, deve ser firmado um acordo operativo entre o consumidor responsável pela subestação compartilhada e a própria Equatorial, antes do estudo de viabilidade técnica, conforme item 6.10.1.

Além disso, no item 6.10.10, é informado que as unidades consumidoras devem ter CNPJ ou CPF diferentes e atividades independentes para que a conexão seja possível. E mais além, que as subestações compartilhadas com capacidade instalada entre 75 kVA e 300 kVA podem ser aéreas, porém, caso a capacidade instalada seja superior a 300kVA a subestação compartilhada deve ser abrigada.

Por último, se houver presença de algum gerador, este deve ficar localizado em área separada, fisicamente, do recinto onde estão instalados os equipamentos destinados à subestação, conforme item 6.12.5.

2.4 – Características Construtivas

Outras diretrizes importantes que a Norma Técnica 002 especifica em relação às características gerais e construtivas das subestações são de que, as que forem localizadas a céu aberto, as que estiverem ao ar livre com transformador em pedestal e as subestações abrigadas que possuam líquido isolante com volume superior a 100 litros devem ser equipadas com um tanque de contenção.

Ainda nesse contexto, subestações a céu aberto em poste (aéreas) de até 300 kVA devem ter sua medição em baixa tensão, de acordo com o item 7.2.1. Outra alteração feita pela Equatorial que vale a pena ressaltar, foi que para subestações aéreas em área urbana, cujo ramal de entrada tenha comprimento de até 30 m, é dispensado o uso de chave fusível e o transformador deve ser obrigatoriamente voltado para o lado da rua.

Agora, conforme o item 7.3, nas subestações ao tempo no solo, caracterizadas por conterem um líquido isolante acima de 300 kVA trifásico, a medição deve ser realizada em média tensão, e é necessário estabelecer uma área em torno dos transformadores, utilizando uma cerca composta por tela de arame zincado 12 BWG e malha de 50 mm, ou ainda, por meio de um muro de proteção.

Adicionalmente, subestações ao tempo com transformador em pedestal não podem ser utilizadas em instalações internas, enquadram-se apenas para instalações externas e só serão permitidas para as potências de e 75, 150, 225, 300 kVA. Sua medição deve ser feita em baixa tensão (em mureta) e é restrita aos clientes individuais de média tensão, com sistemas em 13,8 kV, não sendo aplicável para sistemas em 23,1 kV e 34,5 kV, conforme indica o item 7.4.4 da norma. Nas áreas de concessão da Equatorial, essa estrutura é empregada somente em substituição à subestação aérea, quando esta não pode ser implementada devido à restrição de espaço ou outras razões de ordem técnica.

Além do mais, para este modelo de subestação, é necessário que o consumidor instale um poste auxiliar, pois o ramal de conexão abrange a extensão entre o poste do ponto de derivação, pertencente à Equatorial, e o poste auxiliar, que é de responsabilidade do consumidor. Por fim, outra especificação da distribuidora sobre esse tipo de estrutura é de que o poste auxiliar deve ser instalado a uma distância máxima de 5 metros do transformador em pedestal.

Outra característica da NT.002 é a evidência de que subestações com potências acima de 300 kVA devem ser construídas com cabine em alvenaria, conhecidas como subestações abrigadas. Nas subestações abrigadas, devem haver aberturas de ventilação, construídas no mínimo à 20cm acima do nível do solo, em forma de chicana, especificada ao final do artigo, e protegidas externamente por tela metálica resistente com malha de abertura mínima de 5 mm e máxima de 13 mm. Suas portas devem ser compostas por duas folhas que se abrem para fora, e de material metálico ou completamente revestidas por chapa metálica, com dimensões mínimas de 2,10 x 0,80 metros por folha, ou de acordo com a maior medida de equipamento. A porta de acesso para pessoas pode consistir em apenas uma folha, se assim for determinado pela maior dimensão do equipamento. Além disso, as portas devem estar equipadas com cadeado ou fechadura, acompanhadas por uma chave mestra.

Ainda, na subestações abrigada, deve haver uma separação entre as áreas de circulação e as áreas com pontos energizados em média tensão, feita com com telas de proteção com malha máxima de 25 mm de arame de aço zincado 12 BWG, instaladas a uma altura máxima de 0,10 metros em relação ao piso da cabine e ter altura mínima de 2,00 metros, conforme o item 7.5.14 da norma. No cubículo de medição, a tela deve se estender até o teto, acompanhada por uma porta também telada de 2,10 x 0,80 metros. Essa porta, que deve abrir para fora, necessita ter cadeado ou fechadura mestra, além de um dispositivo para lacre a 1,60 metros do piso da subestação. Esta porta será lacrada pela própria Equatorial. Os corredores e os locais de acesso devem ter dimensões suficientes para que haja um espaço livre mínimo de circulação de 0,70 metros e no entorno de equipamentos deve haver um espaço mínimo de 0,50 metros.  Por último, vale ressaltar que o pé direito interno mínimo deve ser de 3,0 metros.

Para subestação blindada (cabine ou cubículo), padrão aplicado para instalações ao tempo com grau de proteção mínimo IP-54 ou instalações no interior de cabines de alvenaria com grau de proteção IP-43, nos sistemas de 13,8 kV, 23,1 kV e 34,5 kV, o cubículo blindado deve ser fornecido por fabricantes homologados pela distribuidora. Se a cabine ou cubículo blindado for instalado no dentro de uma cabine de alvenaria, os requisitos de espaço livre para circulação e ao redor da cabine ou cubículo, devem ser idênticos aos estabelecidos para uma subestação abrigada em cabine de alvenaria. Isso implica um espaço livre mínimo de circulação de 0,70 m e no entorno dos equipamentos de 0,50 m, especificados no item 7.6.5.

Finalmente, a subestação blindada deve ser equipada com dispositivos de alívio de pressão e sistemas de ventilação, adequados tanto para instalação interna (abrigada) quanto externa (ao tempo). E para os casos em que o cubículo blindado for instalado em área externa, as especificações para o espaço livre de circulação são de no mínimo 0,50 m nas laterais e fundo, e 1,00 m na parte frontal.

2.5 – Medição e Proteção

Se tratando de medição para faturamento, a Equatorial Energia trouxe o fim da medição blindada poste, antes disponibilizadas pela ENEL-D. Assim, em unidades consumidoras que possuam somente uma unidade de transformação de potência até 300 kVA, seja em subestação ao tempo em poste ou em subestação com transformador em pedestal (pad mounted), a medição deve ser realizada em baixa tensão, conforme o item 8.2.1 da norma. E ainda, deve ser feita com a caixa de medição instalada em mureta de alvenaria (mureta de medição), especificado no item 8.2.2.

Outra especificação da NT.002 em relação a medição em baixa tensão, foi de que os condutores secundários do transformador de distribuição devem ser inacessíveis, desde os terminais de saída até a entrada da caixa de medição, no compartimento designado para instalação dos transformadores de corrente.

Nas unidades consumidoras, sejam elas rurais ou urbanas, que possuam subestações instaladas em poste e afastadas do limite da via pública, conforme o centro de carga, e tenham uma potência de transformação igual ou superior a 75kVA e inferior a 300kVA, a medição deve ser em média tensão na cabine.

De maneira análoga, transformadores de potência acima de 300 kVA também devem ter sua medição feita em média tensão, e toda medição desse tipo deve ser feita em subestações ao tempo no solo ou abrigadas, ainda, seus TC’s e TP’s devem ser instalados em cavalete.

Já no âmbito das proteções, a Equatorial disponibiliza a seguinte tabela relacionando-as à potência instalada:

Tabela 2: Tipo de proteção em relação à potência instalada

As proteções de sobrecorrente instantânea e sobrecorrente temporizada devem possuir tempo de coordenação mínima de 300 metros com a distribuidora. Caso não seja possível coordenar, deve ser realizado um acordo de ajustes de proteção com a área de operação da Equatorial. O disjuntor de média tensão deve ser equipado com relés de sobrecorrente de ação indireta (fase/terra) e não é permitido o uso de religamento automático no disjuntor geral da subestação do consumidor.

Nas subestações ao ar livre, é necessário proteger os transformadores no lado de média tensão utilizando chaves fusíveis unipolares de base C. Estas chaves devem estar equipadas com elos dimensionados de acordo com as Tabelas 3 e 3A, e instaladas no ponto de derivação do ramal de conexão pela concessionária responsável. A utilização da chave fusível não é permitida em transformadores particulares, exceto em situações em que o ponto de derivação esteja a uma distância superior a 30 metros do ponto de entrega. Vale ressaltar que a presença da chave fusível é obrigatória em subestações localizadas em áreas classificadas como rurais.Para proteção contra sobrecorrente, em transformadores em paralelo, exige-se que se faça proteção única, isto é, que se instale um único tipo de equipamento para proteção geral em média tensão.

Tabela 3: Dimensionamento de elos fusíveis para transformadores monofásicos

Tabela 4: Dimensionamento de elos fusíveis para transformadores trifásicos

Além disso, em subestações ao ar livre com transformador de pedestal, é necessário instalar para-raios junto às muflas no poste auxiliar. O condutor de aterramento deve ser um cabo de cobre nu com seção mínima de 25 mm² ou um cabo de aço cobreado com seção mínima de 2 AWG, tanto para as partes energizadas quanto para as partes não energizadas. E a distância mínima entre os eletrodos da malha de terra deve ser de 2400 mm, sendo necessário ter no mínimo 05 hastes. Estas hastes devem ser interligadas por meio de condutores de cobre nu com seção mínima de 50 mm² ou cabo de aço cobreado com seção mínima de 1/0 AWG.

Por fim, durante a vistoria, a malha de aterramento da subestação é avaliada, e caso a resistência de aterramento seja superior a 10 Ω, a vistoria é reprovada e a distribuidora não realiza a ligação.

Ainda, vale ressaltar novamente que aqui são apresentados apenas alguns itens presentes na norma. Para análise mais aprofundada, faz-se necessário uma leitura da mesma.

É inegável que a aquisição da CELG-D (Enel Goiás) pelo Grupo Equatorial afetará todos os consumidores da rede elétrica do estado, sejam do Grupo A ou do Grupo B. Fique por dentro das principais mudanças feitas pela nova distribuidora, prazos e como ficarão as normas que regem o sistema elétrico goiano.

1 – Introdução

Como ponto de partida, precisamos conhecer melhor o Grupo Equatorial Energia e a relação da Enel Goiás com o Governo Estadual.

Fundado em 16 de junho de 1999, no estado do Maranhão, o Grupo Equatorial é o 3° maior grupo de distribuição de energia do país em número de clientes, operando em 7 concessionárias nos estados do Maranhão, Pará, Piauí, Alagoas, Rio Grande do Sul, Amapá e, mais recentemente, Goiás. Atualmente, atende cerca de 13 milhões de clientes em todas essas regiões.

Operante nas áreas de Distribuição e Transmissão de Energia, Geração Distribuída, Saneamento, Telecomunicações, Serviços, entre outros, a empresa brasileira adquiriu a distribuidora CELG-D no dia 23 de setembro de 2022 por um valor total de R$ 7,5 bilhões, sendo R$5,9 bilhões em dívidas assumidas e R$1,6 bilhão em pagamento. Apesar do acordo de compra ter sido realizado nesta data, a venda só foi consolidada em 6 de dezembro de 2022, por meio da aprovação unânime do plano de transferência pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), permitindo que a empresa passasse a atuar no estado este ano, no dia 3 de janeiro de 2023.

Primordialmente uma empresa estatal, a CELG-D foi fundada em 1956 e atendia cerca de 237 cidades goianas, tendo recebido o título de pior distribuidora de energia do país nos anos de 2014 e 2015. Mesmo assim, em 14 de maio de 2015, a concessionária foi incluída no Programa Nacional de Desestatização (PND) pelo Decreto nº 8.449, publicado no Diário Oficial da União e arrematada pela Enel Brasil, que foi a única a apresentar uma proposta no leilão, por R$ 2,187 bilhões.

“Temos a capacidade técnica, econômica e a vontade de trabalhar para respeitar os limites regulatórios em termos de qualidade… A gente vai trabalhar para que a Celg seja uma história de êxito”, disse o então diretor da Enel Brasil na época, Carlos Zorzoli. Porém, ao contrário do que foi proposto em sua fala, a companhia italiana não conseguiu alcançar tal objetivo.

“Exigimos que [a Enel] cumprisse tudo aquilo que havia assinado no contrato no momento da compra da Celg. E, mesmo assim, eles não cumpriram. Mas, como eles tinham um contrato por cinco anos, nós vimos que eles foram prorrogando dia a dia. Mas estávamos ali insistindo, cobrando mais. Quando eles viram que ia para a caducidade, ou seja, o cancelamento do contrato, eles rapidamente venderam para a Equatorial”, afirmou Caiado ao noticiar a venda da Celg-D para o Grupo Equatorial.

A Equatorial, então, solicitou um período de transição para “arrumar a casa”, além de prazo para apresentação de resultados dos investimentos realizados. Neste artigo, iremos ressaltar as principais mudanças que ocorreram neste tempo, tais como as alterações das normas técnicas e procedimentos de conexão.

2 – Normas Técnicas

Todas as mudanças relacionadas à troca de distribuidora estão vinculadas às alterações das normas técnicas que regiam a concessão da Enel. No dia 31 de março de 2023, o Grupo Equatorial postou em seu site oficial um Comunicado sobre Revisão de Normas Técnicas, informando as novas normas, que deverão ser adotadas durante e após o período de transição, e quais suas correspondências com as normas antigas, relacionadas abaixo.

Por trazerem mudanças significativas ao mercado, as normas só passaram a vigorar em sua integridade em 29 de julho de 2023, com exceção das Normas NT.004 e  NT.001, que vigoraram integralmente apenas em 27 de setembro de 2023, e 31 de dezembro de 2023, respectivamente.

Aqui no site da Vorbe você encontra as principais características das normas que regularizam os projetos de subestações e GD, clique aqui para mais informações.