Com a recente aquisição feita pela Equatorial Energia da CELG-D (Enel), foram implementadas diversas mudanças no sistema de energia goiano. Com o processo para conexão de uma nova unidade consumidora com minigeração não foi diferente. Analise todos os dados e prazos fornecidos pela distribuidora conosco e fique por dentro de cada uma delas.

1 – Projeto de Micro e Mini Geração (GD)

De acordo com a ANEEL, Agência Nacional de Energia Elétrica, em sua resolução normativa nº 1000 (REN1000/2021), e PRODIST Módulo 3 Seção 3.1, o processo para conexão de micro ou minigeração distribuída deve consistir nas seguintes etapas: Orçamento Estimado (opcional), Aprovação Prévia de Projeto, Solicitação de Orçamento de Conexão, Fornecimento do Orçamento de Conexão, Aprovação do Orçamento de Conexão, Vistoria e Aprovação do Ponto de Conexão.

Da mesma forma, no fluxograma disponibilizado pela Equatorial, podemos perceber que a primeira etapa, de Orçamento Estimado (também conhecida como AVT ou Liberação de Carga) não é um documento necessário para a tramitação do projeto, ficando ao seu critério a utilização. Porém, se estiver com o tempo ao seu favor, é uma etapa de extrema relevância para a elaboração do projeto elétrico, especialmente para clientes Grupo A (com uma potência instalada superior a 75 kW), pois é este documento que explicita quais possíveis gastos estarão envolvidos na execução da GD, onde poderá ser feita a conexão no sistema da Equatorial, se será necessária alguma expansão da infraestrutura de rede para conexão, e tudo isso antes de fechar os contratos de maneira efetiva.

Paralelamente, para dar continuidade aos trâmites, o cliente deve realizar o Projeto de Geração e a Solicitação de Acesso através do ANEXO I (microgeração grupo B) ou ANEXO II (micro ou minigeração grupo A), ambos da norma técnica NT.020 – Conexão de Micro e Minigeração distribuída ao Sistema de Distribuição, disponível no site da própria distribuidora, enquanto, ainda, desenvolve o Projeto de Conexão da subestação ou GD e os envia para aprovação. Com a aprovação do Projeto de Geração, o cliente poderá solicitar o Orçamento de Conexão, onde será possível que ele decida se irá prosseguir com o projeto.

No pedido de orçamento de conexão, o cliente pode, ainda, especificar a tensão de conexão, um ponto de conexão de interesse, o número de fases e as características de qualidade almejadas, optar que a primeira vistoria seja feita apenas após sua solicitação, e permitir que sejam entregues junto ao orçamento, os contratos e a forma para pagamento de custos de sua responsabilidade. Assim, com a aprovação do Projeto de Conexão, e o Orçamento de Conexão em mãos, o cliente pode decidir se irá prosseguir e aprová-lo. A aprovação do orçamento para execução das obras é feita com o retorno dos contratos CUSD/CCER, descritos ao final do artigo, assinados, com a realização do pagamento da participação financeira acordada, e, além disso, nos casos de minigeração distribuída, dos custos de adequação no sistema de medição.

Assim, uma vez assinados os contratos, o cliente deverá informar à Equatorial quem será o responsável pelas obras de conexão, e o mais usual, nesse momento do processo, é optar pela própria distribuidora. Desta forma, o cliente deverá fornecer o Termo de Obras assinado para que a concessionária possa iniciar as obras de conexão. Por outro lado, caso o cliente opte por executar as obras por conta própria, este deverá elaborar o Projeto de Rede, tê-lo aprovado pela distribuidora e, só após isto, iniciar a execução das obras. Uma vez finalizada a obra de conexão por parte do cliente, a distribuidora irá realizar a fiscalização para ligação da GD.

Para os projetos em que houver uma subestação conectada à GD, vale ressaltar que o projeto da subestação é executado pelo próprio cliente, e fiscalizado pela distribuidora posteriormente à construção das obras de conexão. Se a subestação estiver dentro das normas ABNT NBR 14039/2021, 5410/2008 e das normas da distribuidora, no caso da Equatorial Energia, a Norma Técnica NT.002/2023, é, então, realizado a fiscalização da geração e, com a aprovação desta, o cliente é conectado ao sistema e poderá começar a gerar a própria energia.

2 – Prazos para cada etapa

Os prazos para cada etapa do processo de conexão do processo para conexão de micro ou minigeração são explicitados, no caso da Equatorial Goiás, pela NT.020 – Conexão de Micro Minigeração distribuída ao Sistema de Distribuição, 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 o orçamento estimado para conexão ao sistema de distribuição, no prazo de 30 dias a partir da solicitação;
2. Orçamento de Conexão:Prazo de 15 dias para conexão de unidades consumidoras 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 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 para solicitação de minigeração;
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 1 ano de validade, devendo, ainda, serem executadas as obras dentro deste prazo pois caso não sejam feitas, o projeto deve ser submetido a nova análise da distribuidora.
4. Vistoriae instalação dos equipamentos de medição: Até 5 dias úteis após solicitação para conexão em tensão menor que 2,3 kV; até 10 dias úteis 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. O relatório da Vistoria é entregue em até 3 dias úteis após a execução da mesma.

Para mais detalhes sobre as novas normas implantadas pela distribuidora, confira nossos artigos clicando aqui.

3 – Qual a função da Vorbe Engenharia?

A Vorbe Engenharia assume a responsabilidade pela gestão completa da interface com a distribuidora de energia elétrica, desde a elaboração até a aprovação dos projetos de Subestação de Energia Elétrica (SEE) e Micro ou MiniGeração Distribuída. Isso inclui o acompanhamento de todo o processo, desde a solicitação do Orçamento Estimado até a conexão da instalação à rede da distribuidora. Nossas atividades englobam a coordenação de projetos em parceria com terceiros, a solicitação de documentos necessários, a administração de procedimentos burocráticos e demais obrigações relacionadas. Nosso objetivo é facilitar e assegurar o cumprimento de todas as etapas necessárias para a implementação bem-sucedida dos projetos de SEE e GD, buscando sempre ir além.

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.

Até o último dia de gestão da CELG-D, a especificação técnica vigente para instalações em baixa tensão no estado de Goiás era a NTC04-Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Secundária de Distribuição, revisão 04, de Maio de 2016. Contudo, ao realizar a compra da distribuidora, o Grupo Equatorial Energia elaborou atualizações para maioria das normas e, dentre estas, encontra-se a especificação técnica para atendimento em baixa tensão. Nesse sentido, para conhecer as alterações que o sistema de energia do estado de Goiás foi submetido, é necessário analisar a norma técnica NT001 – Fornecimento de Energia Elétrica em Baixa Tensão.

1 – Introdução

Como já descrito no artigo anterior, a compra da concessionária CELG-D pelo Grupo Equatorial Energia resultou na mudança de normas técnicas de acordo com a equivalência apresentada na tabela abaixo.

Para mais inormações sobre a compra da concessionária CELG-D pela Equatorial, clique aqui.

Porém, ao contrário da norma técnica NT002 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão, que entrou em vigor dia 29 de julho de 2023, a NT001 – Fornecimento de Energia Elétrica em Baixa Tensão, tinha previsão para findar somente dia 27 de setembro de 2023, contudo, teve seu prazo postergado para o dia 31 de dezembro do mesmo ano. Durante esse período, pedidos de ligação com base na NTC04 – Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Secundária de Distribuição, antiga norma da distribuidora Enel, com a utilização dos fornecedores homologados e do modelo para caixa de medição previstos pela norma, ainda eram permitidos. Contudo, a partir desta data, a NT001 e NT004 – Fornecimento de Energia Elétrica a Empreendimentos de Múltiplas Unidades passam a ser obrigatórias para o processo.

A norma técnica descrita neste artigo tem o propósito de estabelecer diretrizes e recomendações mínimas para elaboração e execução de projetos relacionados a novas instalações, reformas ou expansões de instalações existentes. Especificamente, se aplica a unidades consumidoras de uso individual ou múltiplas unidades, com padrão de medição individualizada e seu objetivo principal é facilitar o fornecimento de energia elétrica em baixa tensão (380/220V ou 220/127V). Iremos discutir suas principais características, cada etapa necessária para aprovação do projeto e como a Vorbe Engenharia pode te auxiliar nisso.

2 – Norma Técnica 001 – Fornecimento de Energia Elétrica em Baixa Tensão

2.1 – Apresentação do projeto

A partir do dia 31 de dezembro de 2023, a Equatorial Energia passou, através do item 5.2.1.1 desta norma, a dispensar a análise de projetos de baixa tensão para unidades consumidoras de uso individual atendidas em tensão secundária de fornecimento, exceto quando:

• Houver mais que 9 unidades consumidoras monofásicas em medição agrupada e cada uma possuir área máxima maior que 40m²;
• Unidades monofásicas e bifásicas comerciais, residenciais ou mistas, agrupadas com até 04 unidades consumidoras, que estejam eletricamente separadas, não exista área comum de circulação e a soma de todas as unidades apresente carga instalada total de até 48 kW.

As unidades trifásicas que se enquadrem no padrão EMUC, Empreendimento com Múltiplas Unidades Consumidoras, devem, obrigatoriamente, apresentar o projeto à distribuidora, seguindo as diretrizes da NT004 – Fornecimento de Energia Elétrica a Edificações de Múltiplas Unidades Consumidoras.

O item 5.3.1 especifica que, para conseguir se conectar ao sistema da Equatorial, o cliente deve, sucessivamente:

1. Executar a instalação do padrão de entrada, conforme os requisitos técnicos da Norma;
2. Solicitar o Fornecimento de Energia Elétricaem uma Agência de Atendimento.

Para solicitação de fornecimento, são necessárias as seguintes informações:

• Nome, endereço, e/ou telefone do interessado paracontato;
• Endereço do imóvelonde a ligação é desejada;
• Número do poste da Rede de Distribuição mais próximo do ponto de conexão, caso exista;
• Finalidade do fornecimento de energia elétrica, se provisório, residencial, comercial ou industrial, discriminando os ramos de atividade nos dois últimos casos;
• Potência total instalada, discriminando separadamente a potência de cada carga elétrica, tais como: lâmpadas, motores, aparelhos, tomadas, reatores, etc.;
• Número de fases que alimentam os tipos de cargas elétricas;
• Documentos do titular ou procuração.

Existem ainda ligações com a necessidade de estudo e casos especiais, neles, são analisados a necessidade de reforço de rede para evitar perturbações na rede. Casos com necessidade de estudo se enquadram nos seguintes casos:

• Ligações trifásicas com demanda maior ou igual a 22 kVA, ou se estiver declarado pelo clienteequipamentos como máquina de solda, betoneira ou entrada de ar;
• Motor elétrico monofásico com potência maior ou igual a 2CV;
• Motor elétrico bifásico com potência maior ou igual a 3CV;
• Motor elétrico trifásico com potência maior ou igual a 15CV;
• Ligações com maior motor ou máquina de solda a motor superior a:

1. a) 2 CV por fase na tensão de 220 V;
2. b) 3 CV por fase nas tensões de 380/220 V

• Ligações com cargas perturbadoras tipo Raios-X ou máquinas de solda a transformador, independente da potência;
• Ligações provisórias para atender a eventos, com carga instalada superior a 6 kW;

Já instalações que possuam motores elétricos, máquinas de soldas e/ou aparelhos de Raios-X, com potências superiores a 75kW, ou com regime de funcionamento que possa causar perturbação ao suprimento normal de energia dos demais consumidores, terão a ligação enquadrada como especial, sujeita a estudo prévio para cada caso, pelo setor competente da Equatorial. Praças e jardins também se enquadram nessa categoria e neste caso, excepcionalmente, pode ser instalada a medição no poste da distribuidora. Por fim, iluminações festivas e semáforos, também são considerados cargas especiais, cuja ligação e instalação devem acontecer por meio de contratos específicos entre os órgãos competentes e suas medições são instaladas pela concessionária.

Paralelo a isso, para os casos de aumento de carga, o cliente também deve ir a uma Agência de Atendimento da Equatorial e se atentar ao limite correspondente à sua categoria de atendimento anterior antes de fazer a solicitação, pois a distribuidora que estabelece as exigências técnicas para atender o acréscimo do fornecimento. Caso haja uma previsão futura de aumento na carga, o consumidor tem permissão para instalar uma caixa de medição polifásica. Além disso, é autorizado dimensionar os eletrodutos e o poste/pontalete com base na carga prevista. Contudo, é crucial que o número de condutores por fase, o tipo de condutor e o disjuntor sejam compatíveis com o padrão de ligação estabelecido para a entrada.

Ainda, quando houver solicitação de aumento de carga, o consumidor deve ajustar a proteção e dimensionar/instalar os demais condutores de fases, assegurando que possuam as mesmas características dos condutores de fases já existentes. Nesse processo, o consumidor estará sujeito às condições estabelecidas no pedido de ligação.

2.2 – Conexão

De acordo com a NT001, item 6.2.1, o fornecimento em baixa tensão só será disponibilizado, por meio de rede aérea, quando a carga instalada na unidade consumidora for igual ou inferior a 75 kW. Em Goiás, a unidade consumidora pode ter a alimentação em dois níveis de tensão:

• Monofásica (220 V): para cargas com até 12 kW e;
• Trifásica (380/220 V): para cargas acima de 12 kW e inferiores a 75 kW.

No entanto, de acordo com o item 6.2.2.2, caso haja solicitação do consumidor, e exista viabilidade técnica e econômica, a Equatorial pode atender a unidade consumidora em tensão secundária de distribuição com ligação trifásica, ainda que não apresente carga instalada suficiente para se enquadrar nesta categoria, desde que a pessoa interessada assuma a responsabilidade pelo custeio da diferença de preço do medidor, bem como pelos demais materiais e equipamentos de medição a serem instalados, além de quaisquer despesas relacionadas à adaptação da rede.

2.3 – Ramal de Conexão

Sobre o ramal de conexão, vale destacar o item 6.3.2.4, que especifica que os ramais aéreos deverão ter, no máximo, 30 metros de comprimento do ponto de ligação até o ponto de conexão, neste caso, se tratando do local de medição, e, em casos especiais como a travessia de vias, este comprimento pode ser aceito conforme a largura da via. E além disto, a altura mínima permitida pela distribuidora Equatorial Energia entre o ramal ligação e o solo é:

• 3,5 metros caso haja apenas passagem de pedestre;
• 5,5 metros caso haja passagem de veículos; e
• Quando houver cruzamento com cabos de comunicação, o espaçamento mínimo entre ambos deve ser de 60 centímetros.

2.4 – Ponto de Conexão

Uma das dúvidas bastante comum entre os consumidores é onde se encontra o ponto de conexão. A fim de sanar tal dúvida, o item 6.3.3 da NT001 esclarece que o ponto de conexão da unidade consumidora com o sistema de distribuição em baixa tensão se encontra no ponto de medição.

Entretanto, em edificações situadas com recuo em relação ao alinhamento da via pública, nos casos em que o terreno da unidade consumidora atinge o referido alinhamento, o ponto de conexão é estabelecido no limite da propriedade com a via pública, mediante a instalação de um poste de propriedade privada.

Por fim, em edificações construídas sem recuo, o ponto de conexão está localizado na fachada da edificação, instalado na parede que limita a propriedade com a via pública.

2.5 – Aterramento

Como todos envolvidos no setor elétrico sabem, a segurança de um sistema está diretamente ligada a qualidade do aterramento da mesma. Nesse sentido, o item 6.3.5 da norma estabelece que toda unidade consumidora, mesmo provisória, deverá ter o condutor neutro de suas instalações internas aterrado.

Ele ainda especifica que este aterramento deve ser feito através de uma haste de aço cobreado com diâmetro Ø 16mm (5/8″) e comprimento de 1.500 mm, sem emendas, o mais curto e retilíneo possível, sem chave ou qualquer dispositivo que possa causar sua interrupção, e ser devidamente protegido por eletroduto em PVC rígido com diâmetro nominal de Ø 12mm (1/2”) para fios de bitola até 10mm², e de Ø 25mm (1“) para fios de bitola 10 a 35mm², para os trechos em que pode haver danificações mecânicas.

Com exceção dos casos em que foi utilizado poste metálico, pois o próprio poste servirá como condutor terra e não há necessidade de aterramento.

2.6 – Medição e Proteção

As caixas para instalação dos equipamentos de medição e proteção geral devem ter dimensões 203mm de largura e 308mm de altura, deixar estampados o nome ou marca do fabricante, número da carta de homologação junto à Equatorial e a logomarca da distribuidora em local visível. Caso o cliente preveja um aumento de carga e seja um cliente monofásico, é permitido a instalação de caixas para medição trifásica, com 280mm de largura e 390mm de altura.

2.7 – Demanda

O cálculo de demanda em uma instalação elétrica é de extrema importância para o dimensionamento de condutores de entrada e demais outros fatores. Sendo assim, a norma técnica NT001, no seu item 7.1, informa como deve ser realizado esse cálculo através da equação abaixo:

Onde,

Nesta apresentação, apresentamos alguns dos principais itens da norma técnica NT001 – Fornecimento de Energia Elétrica em Baixa Tensão, como, por exemplo, quando é necessário apresentar um projeto, quais os tipos de conexão disponíveis, como deve ser feito o ramal de conexão, onde se encontra o ponto de conexão, características da medição e proteção, e sobre o aterramento da instalação.

Vale ressaltar que aqui foram 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.

Aprovar projeto de adequação/ampliação ou nova subestação em Goiás (Goiânia e regiões) exige mais que conhecimento técnico; é necessário conhecimento normativo brasileiro – ABNT – e, agora, conhecimento normativo da nova distribuidora local, Equatorial Energia. A concessionária realizou algumas alterações nas instruções técnicas anteriores e a referência para o desenvolvimento de um projeto elétrico, que antes se baseava na CNC-OMBR-MAT-20-0 942 -EDBR (ET-942) da Enel, a partir de 29/07/2023, passou a se basear na Norma Técnica NT.002 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV, 23,1kV e 34,5kV) – Revisão 8, cujas principais características serão descritas a seguir.

Quando é necessário apresentar e aprovar os projetos elétricos da instalação?

• Ligação Nova
• Reforma (Retrofit)
• Ampliação

Assim como no antigo processo da Enel, o interessado deve apresentar o projeto elétrico da unidade consumidora ou para constituir esta no que diz respeito ao fornecimento de energia elétrica, para análise técnica da distribuidora.

Quais são os projetos que podem ser solicitados pela distribuidora?

O que antes dependia da Análise de Viabilidade Técnica (AVT) passa a depender do Orçamento Estimado, sendo este disponibilizado pela própria Equatorial.

• Projetos deSubestação de Energia Elétrica (SEE)
  • São projetos elaborados considerando asnormas ABNT NBR 14039/2021, 5410/2008 e as normas da distribuidora, agora, no caso de Goiás, a Norma Técnica 002/2023.
• Projetos de Geração Distribuídacom conexão no sistema da distribuidora
  • São projetos elaborados considerando as especificações da Resolução Normativa 482/2012 da Aneel, e as normas da distribuidora, no caso de Goiás, a 020/2023.
• Projetos da Rede de Distribuição e de Melhoria da Rede de Distribuição
  • São projetos elaborados considerando as normas ABNT NBR 14039/2021e as normas da distribuidora, no caso de Goiás, 005/2023 e NT.006/2023.

O que indefinições no escopo do projeto podem causar?

Alterações que ocorram durante ou depois da execução das instalações que vierem a divergir do projeto liberado devem ser objeto de nova liberação da Distribuidora, que pode exigir novo projeto para liberação se as alterações implicarem em questões de ordem técnica ou de segurança das instalações.

Qual o prazo de validade dos projetos?

O prazo para aprovação e validade do projeto dependerá da distribuidora. No caso da Equatorial, o prazo para análise ou reanálise do projeto 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 (NT.002/2023 – 5.9.4), devendo ainda ser realizada a solicitação de ligação dentro deste prazo. Caso este prazo não seja atendido, o projeto deve ser submetido a nova análise da distribuidora.

Qual a função da Vorbe Engenharia?

A Vorbe Engenharia se responsabiliza por toda a interface com a distribuidora para a aprovação dos projetos de Subestação de Energia Elétrica (SEE) e Geração Distribuída, bem como por realizar o acompanhamento de todo o processo desde a solicitação do Orçamento Estimado até a Conexão da instalação à rede da distribuidora, gerindo projetos de parceiros, solicitações de documentos, trâmites burocráticos e demais necessidades.

Etapas do Processo de Aprovação do projeto:

• Solicitação doOrçamento Estimado: Este documento deve ser solicitado junto à distribuidora e, ainda que opcional para o processo de conexão, é imprescindível para o início do projeto pois é nele que constam todas as exigências e predefinições para a conexão do cliente, antes de fechar a conexão efetivamente. Nesta solicitação, são apresentados à distribuidora os seguintes documentos:
• Endereço do cliente;
• Informações de potência de transformador (existente e futuro, no caso de aumento de carga)
• O local da carga,com as coordenadas em UTM 22 ou 23;
• Informações do Cliente ou do Procurador;
• Documentos do cliente ou procuração;
• Descrição rápida do que é a instalação e quais os elementos da instalação elétrica.
• Solicitação de Níveis de Curto Circuito e Ajustes de Proteção Montante: São informações solicitadas junto à Sua emissão depende doOrçamento Estimado.
• Solicitação doOrçamento de Conexão: Também solicitado junto à distribuidora, é este documento que estabelece os custos associados à conexão na rede da Equatorial ou à construção de uma extensão de rede para atender o cliente. Essa etapa é obrigatória e realizada através do ANEXO III da NT.002 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV, 23,1kV e 34,5kV), revisão 08, devendo conter as mesmas informações do Orçamento Estimado, os documentos ANEXO I (subestações abrigadas), AII (subestações aéras) preenchidos e ainda, quando se tratar de uma alteração de potência instalada ou se já existir ligação em baixa tensão no mesmo endereço, o número da Conta Contrato (CC), Unidade Consumidora.

Etapas do Projeto da Subestação de Energia Elétrica (SEE)

• Apresentação dos projetos à No caso da Equatorial – GO, este processo é feito através da plataforma SICAP;
• Solicitação do Orçamento de Conexão;
• Ainda que os projetos não estejam aprovados,serão solicitados os contratos CUSD e CCER;
• Estudo de Proteção e Seletividade:Depende da emissão das informações de Níveis de CC e ajustes de proteção montante. A aprovação dos projetos da SEE depende da carta de aprovação dos estudos. No caso da Equatorial Energia, este trâmite é feito com o setor de ligações novas do grupo A;
• Cadastro do Transformador (CT) – Grupo A, este trâmitetambém é realizado com o setor de ligações novas do grupo A e é necessário para a aprovação da vistoria da SEE.

Etapas do Projeto de Rede e Melhoria de Rede:

• Apresentação dos projetos a distribuidora. No caso da Equatorial – GO, este processo também érealizado através da plataforma SICAP;
• As informações necessárias para a viabilização da conexão perante a distribuidora, em relação ao projeto de rede e melhorias, são encontradas noOrçamento Estimado;
• Os projetos de redee melhorias podem seguir o protocolo em paralelo aos projetos de Subestação de Energia Elétrica(SEE), porém para aprovação, os da SEE também precisam ter sido aprovados.

Etapas do Projeto de Geração Distribuída:

• Para dar início ao projeto de geração distribuída, é necessáriaa aprovação dos projetos de Subestação de Energia Elétrica (SEE) e Projeto de Geração Distribuída (GD);
• Em sequência, é exigido a criação da Unidade Consumidora. No caso da Equatorial Energia, após a assinatura e entrega dos contratos, é solicitada a emissão de uma UC virtual para o trâmite dos processos de GD;
• Apresentação dos projetos a distribuidora:Este processo é realizado através da plataforma SICAP;
• A norma técnicaque rege os critérios para o desenvolvimento do projeto é a NT.020 – Conexão de Micro e Minigeração Distribuída ao Sistema de Distribuição – Revisão 04 da Equatorial Energia;
• Após a aprovação dos projetos de GD, é emitido o relatório para Parecer de Acesso e Acordo Operativo.

Para mais detalhes sobre normas técnicas e as etapas para aprovação de projetos pela Equatorial Energia Goiás, clique aqui.

1. INTRODUÇÃO

Em condições idealizadas, a tensão e a corrente elétricas são senoidais ambas com frequência igual a 60 hertz. Se as condições idealizadas prevalecessem nas instalações, a compensação reativa, ou como é comumente conhecida a correção do fator de potência, seria realizada de modo trivial por uma dentre duas formas possíveis: (1) análise das faturas mensais de energia elétrica, onde seriam coletadas informações de faturamento de energia reativa (kvarh) e de faturamento de demanda reativa (kvar), a partir das quais seriam aplicadas fórmulas para obter a potência do banco capacitivo que elevaria o fator de potência para um valor superior ao limite recomendável 0,92 pelo órgão regulador; (2) esta forma inicia com a colocação em pontos estratégicos da instalação de instrumentos registradores de demandas, de consumo de energia elétrica e de fator de potência, para monitoramento dessas grandezas elétricas durante pelo menos 7 dias (168 horas contínuas), cujos dados coletados serviriam de base para a obtenção da potência dos capacitores com vistas ao atendimento do limite recomendável estabelecido.

No entanto, certas cargas elétricas nas indústrias e nos comércios em geral distorcem a corrente elétrica, apesar de ainda mantê-la periódica, tornando-a constituída de componentes senoidais de frequências múltiplas inteiras de 60 hertz, como por exemplo, 180, 300 e 420 hertz, dentre outras, que são, respectivamente, as ordens 3,

5 e 7. São as chamadas correntes harmônicas, que podem ser medidas por instrumentos microprocessados, designados por analisadores de harmônicos ou simplesmente qualímetros. Tais correntes distorcidas ao se propagarem através das impedâncias dos circuitos da instalação elétrica, acabam também por distorcer a tensão. Cargas eletrônicas ou até mesmo aquelas que possuem interface eletrônica (inversores, retificadores, conversores para acionamento de máquinas, nobreaks etc.), e também cargas e equipamentos que funcionam com base em princípios eletromagnéticos, são as principais responsáveis pela distorção das correntes elétricas. Essas são, de fato, as condições reais normalmente encontradas nas instalações industriais e comerciais atualmente existentes.

Nas condições reais como descritas anteriormente, o dimensionamento de bancos de capacitores para compensação reativa já não pode mais ser feito de forma tão simples quanto os métodos supramencionados. A principal alteração refere-se à coleta de dados, que deve obrigatoriamente incluir a medição das distorções harmônicas e a determinação se existem ou não certas frequências nas correntes harmônicas. De posse dos dados convencionais (demanda, consumo e energia reativa) e das informações sobre harmônicas presentes, o projetista deve tomar decisões para prover a compensação reativa adequada da instalação sob estudo. Adequada significa evitar risco de ressonância entre os capacitores e as indutâncias que caracterizam eletricamente a instalação, afastando a possibilidade de amplificação da distorção harmônica e também prejuízos para a vida útil dos capacitores.

O objetivo deste trabalho é mostrar, com embasamento técnico-científico, como um banco de capacitores dessintonizado deve ser dimensionado para atender tanto os requisitos da compensação reativa quanto prover segurança para a instalação frente aos harmônicos após a instalação de capacitores.

2 . CARGAS QUE PRODUZEM DISTORÇÃO HARMÔNICA

Na atualidade, é muito comum serem encontrados na indústria motores com acionamento eletrônico, seja para a partida quer para operação visando a redução do desperdício de energia elétrica como no caso do emprego de inversores para bombeamento de fluídos em que os motores operam com velocidade variável. Até mesmo as chaves soft-starter quando permanecem ligadas após a partida dos motores podem introduzir distorções nas correntes elétricas. Outros tipos de cargas são os retificadores utilizados para obtenção de corrente contínua, por exemplo, na alimentação de motores CC (utilizados veículos elétricos para cargas) ou para atender as necessidades de certos processos eletroquímicos industriais. Em determinadas atividades industriais, como na têmpera de vidros e na confecção de cerâmicas para pisos e revestimento, os equipamentos responsáveis por essas tarefas, além de serem microprocessados, atuam na onda da tensão elétrica para fins de obtenção do acionamento de velocidade variável e dos níveis de potência necessários à realização do processo. Nos grandes comércios, como shoppings e armazéns, e também em hospitais e clínicas, são encontrados elevadores, escadas rolantes, mesas automatizadas para exames, nobreaks, computadores, sistemas de iluminação e de condicionamento de ar, que utilizam intensivamente conversores eletrônicos de diversos tipos.

Além da eletrônica de potência que congrega os conversores eletrônicos, equipamentos dotados de reatores eletromagnéticos, constituídos de bobinas com núcleos ferromagnéticos em seu interior, como transformadores e similares, são também causadores de distorção harmônica, especialmente quando operam em baixo carregamento.

2.1 INDICADORES DE DISTORÇÃO HARMÔNICA E LIMITES RECOMENDÁVEIS

Dentre os indicadores de distorção harmônica, neste trabalho serão enfatizados a distorção harmônica total de tensão (DTT%) e a distorção harmônica total de corrente (DTI%), que são calculados a partir das componentes fundamental (60 Hz) e harmônicas da tensão e da corrente pela aplicação das definições dadas a seguir:

Distorção harmônica total de tensão percentual (ANEEL, 2018):

Distorção harmônica total de corrente percentual (IEEE, 2014):

Nas expressões (1) e (2), ℎ_máx  é a maior ordem harmônica considerada; V₁ e  I₁ são as componentes fundamentais da tensão e da corrente, respectivamente;  V_h  e  I_h  são as componentes harmônicas da tensão e da corrente, de ordem ℎ, respectivamente.

A IEEE 519 IEEE Recommended Practice and Requirements for Harmonic Control in Electric Power Systems em IEEE (2014) define também o indicador TDD%, que é a distorção harmônica total de corrente percentual assemelhada à definição dada em (1), porém considera como referência a corrente de máxima demanda ao invés da componente fundamental I₁. Em IEEE (2014) é recomendado que sejam consideradas as frequências harmônicas até a ordem 50 (ou seja, ℎ_máx  ≤ 50). Essa recomendação define ainda a distorção harmônica individual de tensão, que é a relação em porcentagem do valor de uma componente harmônica da tensão, de ordem ℎ, pela tensão fundamental, ou seja, V_h/V₁ x 100 (IEEE, 2014).

Em relação aos limites toleráveis, o documento elaborado pela ANEEL, intitulado Procedimentos de Distribuição – PRODIST (módulo 8), em ANEEL (2018), se atem apenas à distorção harmônica total de tensão percentual, DTT%, ou seja, não impõe limites nem para o DTI%  e nem para o TDD%. De acordo com o módulo 8, devem ser realizados 1.008 registros de medições de DTT% em intervalos de 10 minutos na instalação de interesse no decorrer de 168 horas (1 semana). Os dados coletados devem ser analisados estatisticamente observando-se o percentil 95% para aplicação dos limites recomendados, que são dependentes da tensão nominal da instalação. Os limites toleráveis que constam do PRODIST são mostrados na tabela 1.

Tabela 1 – Limites das distorções harmônicas totais (em % da tensão fundamental) (ANEEL, 2018)

O significado dos indicadores na primeira coluna é o seguinte:

• DTT95%: valor do indicador DTT% (componentes harmônicas a partir de 2) que foi superado em apenas 5% das 1.008 das mediçõesválidas;
• DTTP95%: valor do indicador DTTP% (componentes harmônicas pares, mas não múltiplas de 3) que foisuperado em apenas 5% das 1.008 das medições válidas;
• DTTI95%: valor do indicador DTTI% (componentes harmônicas ímpares, mas não múltiplas de 3) quefoi superado em apenas 5% das 1.008 das medições válidas;
• DTT395%: valor do indicador DTT3% (componentes harmônicas múltiplas de 3) que foi superado emapenas 5% das 1.008 das medições válidas.

Para a aplicação da expressão (1), a máxima ordem harmônica (ℎ_máx) deve ser pelo menos 42.

Por exemplo, seja o caso hipotético de uma galeria de lojas atendida pela rede secundária de distribuição em 380/220V. No quadro geral de distribuição desse conjunto de consumidores foram obtidos com um analisador de harmônicas 1.008 registros de medições. A tensão nominal no ponto onde foram realizadas as medições é 380 V. A análise dos dados numa planilha acusou que, dentre os 1.008 valores de DTT%, 80 valores ultrapassaram 10% (limite que consta da tabela 1 para tensão nominal até 1.000 V). Isto posto, 92,1% dos dados estavam dentro do limite tolerável, portanto, não atendendo o PRODIST.

A IEEE 519, por sua vez, estabelece limites para distorção harmônica total tanto de tensão quanto de corrente. A tabela 2 apresenta os limites para tensão em função da tensão nominal do ponto de acoplamento comum, os  quais devem ser considerados para o intervalo de uma semana, com um percentil de 95% com intervalos de 10 minutos.

Tabela 2 – Limites das distorções harmônicas (em % da tensão fundamental) (IEEE, 2014)

O ponto de acoplamento comum, PCC em inglês e PAC em português, é um ponto na rede pública de distribuição, eletricamente mais próximo a uma determinada carga, no qual outras cargas estejam conectadas (IEEE, 2014).

Os limites de TDD% recomendados pela IEEE 519 dependem da relação entre a máxima corrente de curto-circuito  no  PAC  (I_CC)  e  a  corrente  de  máxima  demanda  (I_D)  à  frequência  fundamental  sob  condições  normais  de operação. Essa relação é aproximadamente os MVA de curto-circuito no ponto de entrega e os MVA nominal de transformadores de uma unidade consumidora. A tabela 3 exibe os limites de TDD% preconizados pela IEEE 519 para instalações com tensões nominais entre 120 V e 161 kV.

Tabela 3 – Limites das distorções harmônicas (em % da corrente de máxima demanda) (IEEE, 2014)

Por exemplo, seja o caso hipotético de uma indústria cujo transformador de entrada tem potência nominal 2 MVA suprida pela rede de distribuição em tensão primária (13,8 kV). No ponto de conexão da indústria, a potência de curto-circuito trifásico é 180 MVA. Conforme os dados da tabela 3, o limite tolerável de distorção harmônica total de corrente é então 12%.

Na análise de distorções harmônicas, uma atenção especial deve ser dedicada aos harmônicos triplos (múltiplos de 3 e ímpares, por exemplo, 3º, 9º e 15º) e também aos harmônicos de ordem par (por exemplo, 2º, 4º, 6º, 8º e 12º).

No Brasil, na prática industrial especialmente nos projetos de compensação reativa, apesar do PRODIST não estabelecer limites para a distorção harmônica total de corrente, é comum adotar-se o valor 10% para DTI%. Do ponto de vista prático, uma distorção harmônica total de tensão superior a 3% já é tomada como alerta.

O Brasil é um país em evolução contínua quando o assunto é redes móveis. As instalações dos sistemas para atendimento desse tipo demanda devem cumprir suas funções dentro de uma realidade de limitações intrínsecas de cada ambiente. No espaço urbano a limitação territorial sugere o uso de ERB (Estações Rádio Base) tipo rooftop. Neste artigo é examinado uma configuração comum do sistema de aterramento utilizado na implantação de novas ERBs, segundo a ótica da compatibilidade entre os sistemas de aterramento e suas funções. Será aplicado o equacionamento para determinação de potenciais no solo para sistemas de baixa frequência, fazendo o uso de um software comercial (XGSlab) para cálculo desses potenciais após uma falta no sistema de força. Essa tratativa permitirá a visualização das interações entre as malhas. A avaliação permeará sobre as filosofias de aterramento, conclusões sobre a equipotencialização e anomalias que podem ocorrer com os EES (Equipamentos Eletrônicos Sensíveis) existentes nas ERB.

1 Introdução 

O surgimento de novas tecnologias e a crescente demanda pelos serviços de telefonia e dados modernos, como as de 4G (Quarta Geração) e 5G (Quinta Geração), obriga que se tenha uma expansão acelerada do ferramental para atendimentos dos usuários com serviços seguros, de qualidade e altamente confiáveis. Consoante a isso tem-se a necessidade de implantação de novas ERBs, principalmente no perímetro urbano onde a demanda por esse tipo de produto é mais aguda.

Dentre as infraestruturas de instalação das ERBs, a tipologia Rooftop é caracterizada por utilizar a própria edificação como base, onde as antenas podem ser instaladas no topo (cobertura), beiral e fachada enquanto que os equipamentos podem ser localizados no topo, no interior ou na área externa da edificação, sendo combinados de acordo com as necessidades da solução (SINDITELEBRASIL, 2013).

Esse tipo de instalação ocorre na maioria dos casos quando a edificação já existe sendo necessária a adoção de critérios de compatibilização com os sistemas existentes de forma a prepara-los para receber as ERBs e seus EES. Um dos principais sistemas a serem considerados nessa abordagem de compatibilização é o sistema de aterramento elétrico, que possui aspectos funcionais tanto para o sistema elétrico e de proteção da edificação, quanto para o ferramental elétrico da ERB a ser implantada.

A mesma motivação que leva a utilização das ERBs tipo Rooftop é refletida para a problemática da interação dos sistemas de aterramento. Ou seja, a limitação de espaço é ponto crítico para a análise das distancias entre os aterramentos de força da edificação e o novo aterramento de referência de sinal da ERB.

Profissionais que atuam em sistemas de potência, telecomunicações, radiofrequência, entre outras, possuem diferentes visões sobre os conceitos mais refinados das funções do sistema de aterramento elétrico. Essas abordagens divergentes conduzem, em geral, a diferentes ‘práticas/filosofias’ que venham a ser empregadas em projetos (TELLÓ, 2017).

A solução desse tipo de desencontro está relacionada a convergência dos conceitos empregados pelos diversos seguimentos, bem como no emprego de técnicas que compatibilizem as referidas visões, atendendo as particularidades e necessidades específicas de cada sistema.

O problema a ser elucidado está relacionado a forma correta de fazer a compatibilização dos sistemas de aterramento existentes em uma edificação com o novo sistema da própria ERB, à luz dos conceitos de Compatibilidade Eletromagnética e da implementação de um sistema que funcione para todas as aplicações que necessitam dos sistemas enterrados.

2 Fundamentação Teórica

 2.1 Estação Rádio Base

 Também conhecida por BTS (Base Transceiver Station – Estação Base Transceptora), é o meio físico que conecta o serviço de telefonia móvel ou sem fio à conexão convencional com a rede de telefonia geral.

As ERBs, são compostas em sua grande maioria por um gabinete de equipamentos e antenas montadas sobre uma base. Dentre todos os aspectos de uma ERB a principal variável está relacionada a sua estrutura de apoio, que pode ser edifícios, torres ou mastros. Dessa forma as ERBs são classificadas quanto ao tipo de instalação, sendo basicamente dois:

– Outdoor Greenfield;

– Rooftop.

As ERBs são compostas por quatro partes mais importantes sendo:

– Sistema de Controle de Potência;

– Circuitos de sinalização e alarme;

– Circuitos de Rádio frequência;

– Torre e antena.

2.2 Filosofias de Aterramento

 O tema Aterramento é estudado durante muito tempo e sempre desafiou os profissionais da área de eletrotécnica, muitas propostas de soluções falharam até se chegar nas metodologias existentes atualmente.

As diferentes funções dos sistemas enterrados são as geradoras das discussões na esfera de todas as aplicações que necessitam do sistema de Aterramento elétrico. Segundo Visacro (2002), o principal problema relativo a tais funções é que as usuais restrições de projeto demandam de um único sistema de aterramento desempenhe várias dessas funções, simultaneamente.

Para atendimento à essas funções três filosofias gerais são citas em bibliografias e recomendações normativas, são elas:

– Aterramento ‘Isolado’ ou ‘independente’;

– Aterramento em ponto único;

– Aterramento com Equipotencialização.

2.2.1  Aterramento ‘Isolado’ ou ‘Independente’

 De acordo com Mamede (2010, p. 254), o sistema de aterramento independente foi concebido para substituir o aterramento único do sistema de força. Nesse caso, são construídas duas malhas separadas por uma grande distância, de preferência igual ou superior a 100m, conforme é possível visualizar na figura 1.

Figura 1 – Esquema de representação aterramento isolado (VISACRO, 2002).