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Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE

MANUAL DE FISCALIZAÇÃO DA TRANSMISSÃO

2004

Brasília - DF2004

SUMÁRIO

1 - OBJETIVO 4 2 - DEFINIÇÕES GERAIS 4 3 - ROTEIROS DE ACOMPANHAMENTO E CONTROLE 18 3.1 - Acompanhamento dos Padrões de Desempenho 183.2 - Acompanhamento da Manutenção 233.3 - Acompanhamento da Operação 513.4 - Adequação aos Requisitos Mínimos das Instalações de Transmissão 643.5 - Adequação à Segurança das Pessoas, Patrimonial e Anti-Incêndio das Instalações 663.6 - Adequação aos Requisitos Mínimos para Novas Instalações de Transmissão 73

4 - RELATÓRIOS 1364.1 - Relatório de Fiscalização 1364.2 - Relatório de Acompanhamento 142

5 - PROCEDIMENTOS DE NOTIFICAÇÃO E AUTUAÇÃO 148

6 - RESPONSABILIDADES 151

7 - ANEXOS 153Anexo I - Roteiro Básico de Fiscalização 153Anexo II - Questionários 212 Anexo II.1 - Subestação 212 Anexo II.2 - Linhas de Transmissão 227Anexo III - Fluxogramas 231Anexo IV - Modelos de Ofícios 242Anexo V - Modelo de Termo de Notificação 249Anexo VI - Modelo de Termo de Arquivamento 250Anexo VII - Registro de Abertura de Processo Administrativo 251Anexo VIII - Modelo de Exposição de Motivos 252Anexo IX - Modelo de Auto de Infração 254Anexo X - Modelo de Termo de Encerramento 255Anexo XI - Legislação 256

SUPERINTÊNDENCIA DE F ISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - SFE

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1 - OBJETIVOEstabelecer a sistemática referente às atividades e rotinas envolvidas na fiscalização da prestação de serviço adequado e do desempenho dos equipamentos e

sistemas pela SFE, bem como a identificação dos fatores e pontos que estão prejudicando ou possam vir a prejudicar a qualidade dos serviços, das instalações

de transmissão das empresas de energia elétrica, conforme estabelecido na legislação e/ou contrato de concessão.

2 - DEFINIÇÕES GERAIS

2.1 - Agente

Cada uma das partes envolvidas em regulamentação, planejamento, acesso, expansão e operação do sistema elétrico, bem como em comercialização e consumo

de energia elétrica.

2.2 - Agente de Transmissão

Agente titular de concessão ou permissão outorgadas pelo Poder Concedente para transmissão de energia elétrica, referenciado doravante neste manual apenas

pelo termo TRANSMISSORA.

2.3 - Análise de Ocorrência

Processo que corresponde à busca da identificação da origem de anormalidades e dificuldades encontradas durante a execução da operação dos sistemas de

geração, transmissão e distribuição, com o objetivo de estabelecer medidas corretivas e preventivas que possam ser adotadas pelo ONS e pelos demais Agentes

para solucionar os problemas encontrados.

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2.4 - Análise de Perturbação

Processo que corresponde à busca da identificação das causas e conseqüências dos desligamentos forçados nos sistemas de geração, transmissão e distribuição,

envolvendo a ação coordenada das equipes de Operação, Estudos Elétricos, Proteção e Controle do ONS e dos Agentes envolvidos, com o objetivo de estabelecer

medidas corretivas e preventivas que possam ser adotadas pelo ONS e pelos demais Agentes para solucionar os problemas encontrados.

2.5 - Atividades Mínimas de Manutenção

É um conjunto de ações mínimas de manutenção, que devem ser executadas segundo critérios ou periodicidades definidos pelos Agentes, em equipamentos e

instalações, para garantir que suas características originais de projeto, no que se refere à confiabilidade, funcionalidade, operacionalidade e segurança sejam

preservadas.

2.6 - Centro de Operação Local - COL

Centro de operação, de propriedade dos agentes, responsável pela supervisão e controle da rede de operação regional/local para a qual seus serviços foram

contratados.

2.7 - Centro de Operação do Sistema - COS

Centro de operação dos agentes da operação responsáveis pela coordenação, supervisão e controle da rede de operação regional/local, pela supervisão e

controle do despacho de geração das usinas submetidas ao despacho centralizado e da rede de operação sistêmica, bem como pelo comando e execução do

despacho das unidades geradoras sob Controle Automático de Geração nas instalações para as quais seus serviços foram contratados.

2.8 - Centro Regional de Operação do Sistema - COSR


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Centro de operação de propriedade do ONS responsável pela coordenação, supervisão e controle da rede de operação regional/local, pela supervisão e controle

do despacho de geração das usinas despachadas centralizadamente e da rede de operação sistêmica, bem como pelo comando e execução do despacho das

unidades geradoras sob Controle Automático de Geração. Cada COSR abrange uma região: Sul, Sudeste, Norte e Nordeste.

2.9 - Concessionária ou Permissionária

Agente titular de concessão ou permissão para explorar a prestação de serviços públicos de energia elétrica, referenciado doravante nesta apenas pelo termo

CONCESSIONÁRIA ou PERMISSIONÁRIA.

2.10 - Constatação

Fato ou situação verificada pela equipe de fiscalização, observando o que estabelece este manual, os aspectos considerados não conformes à legislação, aos

regulamentos e/ou ao Contrato de Concessão. Para cada tema que tenha sido objeto de verificação na ação fiscalizadora e para o qual fique caracterizada alguma

não conformidade, deverá existir uma constatação específica.

2.11 - Contrato de Concessão

Dispositivo legal acordado entre o Poder Concedente e pessoa jurídica ou consórcio de empresas (vencedora da concorrência do processo licitatório), destinado

à outorga aos mesmos a faculdade de explorar um bem pertencente à União.

2.12 - Defeito

Qualquer anormalidade detectada em uma instalação/equipamento que não o impossibilite de permanecer em funcionamento ou disponível para a operação, mas

apenas afeta o grau de confiabilidade e/ou desempenho especificado ou esperado para essa instalação/equipamento.

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2.13 - Desligamento Acidental

Ato de retirada de serviço de um equipamento ou instalação, em condições não programadas, por ação humana involuntária.

2.14 - Desligamento Forçado

Ato de retirada de serviço de um equipamento ou instalação, em condições não programadas, geralmente resultante da ocorrência de falha ou de uma interrup-

ção de emergência, que impõe que o mesmo seja desligado automática ou manualmente para evitar a sua danificação e/ou outras conseqüências ao Sistema

Elétrico e/ou riscos humanos.

2.15 - Determinação

Ação solicitada pela agência reguladora e que deve ser cumprida pela TRANSMISSORA no prazo especificado.

2.16 - Duração da Interrupção do Ponto de Controle - DIPC

Somatório das interrupções do ponto de controle com duração maior ou igual a 1 (um) minuto, e será dado em minutos por período de apuração.

2.17 - Duração Máxima da Interrupção do Ponto de Controle

Maior duração de interrupção do ponto de controle dentre aquelas utilizadas no cálculo do indicador DIPC e será dado em minutos por período de apuração.

2.18 - Equipamento / Instalação

Conjunto unitário, completo e distinto, que exerce uma ou mais funções determinadas quando em funcionamento.


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2.19 - Falha

Efeito ou conseqüência de uma ocorrência acidental em equipamentos ou instalações, que acarreta sua indisponibilidade operativa em condições não programadas,

impedindo-a de funcionar, e, portanto, de desempenhar suas funções em caráter permanente ou temporário, motivado por desligamento automático, provocado por

sistema de proteção.

2.20 - Função

Conjunto de condições de funcionamento para o qual um equipamento foi projetado, fabricado e instalado. A função poderá ser exercida com ou sem restrições.

2.21 - Freqüência da Interrupção do Ponto de Controle

Número total de interrupções do ponto de controle com duração igual ou superior a 1 (um) minuto.

2.22 - Horas de Reparo da Função

Número de horas em que a função permaneceu indisponível para operação para a execução de manutenção forcada ou substituição de equipamentos.

2.23 - Horas de Serviço

Somatório dos tempos, em horas, que o equipamento ou instalação operou com ou sem restrições.

2.24 - Horas Disponíveis

Somatório dos tempos, em horas, que o equipamento ou instalação está apto a operar com ou sem restrições.

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2.25 - Horas do Período

Total de horas do período considerado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, o período estatístico e de 8784 horas para anos bissextos e 8760 horas

para anos normais.

2.26 - Indisponibilidade Forçada

Estado de uma instalação ou equipamento que não estão aptos para entrarem em serviço, devido à ocorrência de falha ou interrupção de emergência em con-

dições não programadas.

2.27 - Indisponibilidade Programada devido à Manutenção

Estado de uma instalação ou equipamento que não estão aptos para entrarem em serviço, devido à execução de programa de manutenção preventiva ou ma-

nutenção de urgência.

2.28 - Instalação de Nível de Criticidade C1

Instalação em que a ocorrência da contingência múltipla ocasiona um comportamento instável do sistema, seja do ponto de vista eletromecânico (transitório ou

dinâmico), ou de depressão acentuada de tensão.


Instalação em que a ocorrência da contingência múltipla ocasiona um comportamento estável ou marginalmente estável, mas cuja topologia e distribuição final

de fluxos, pode levar a pelo menos mais um desligamento de circuito no sistema, ou a possível atuação de esquemas de emergência.


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Instalação em que a ocorrência da contingência múltipla ocasiona, em princípio, um comportamento estável e sem outras conseqüências danosas ao sistema.

2.31 - Interrupção de Emergência

É o desligamento de um equipamento, ou instalação, através de intervenção manual para evitar risco de dano ao mesmo e para vidas humanas, sem tempo hábil

para comunicação com o Centro de Operação do ONS.

2.32 - Intervenção

Toda e qualquer atuação sobre o sistema eletroenergético, caracterizada por colocação em serviço de novas instalações e equipamentos, desligamento de equi-

pamentos ou linhas de transmissão, para realização de serviços de manutenção ou reparo, realização de serviços de manutenção em instalações e equipamentos

energizados, ou ensaios e testes no sistema e em equipamentos.

2.33 - Interrupção do Ponto de Controle

Ausência de tensão no ponto de controle por um período igual ou superior a 1 (um) minuto. Na apuração deverão ser consideradas todas as interrupções, a

exceção de interrupções voluntárias ou não de um agente, desde que apenas o mesmo seja afetado.

2.34 - Manual de Procedimentos de Operação - MPO

Documento integrante dos Procedimentos de Rede que estrutura e sistematiza as regras para a realização das atividades das funções de pré-operação, operação

em tempo real, pós-operação e normatização, bem como os requisitos de telessupervisão, necessários à operação do sistema eletroenergético.

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2.35 - Manutenção Corretiva:

Serviço programado ou não, em equipamentos ou instalações, para corrigir falhas ou defeitos, a fim de restabelecê-los à condição satisfatória de operação.

2.36 - Manutenção de Emergência:

Serviço executado em equipamentos ou instalações, objetivando corrigir de imediato as causas e efeitos motivados por desligamento provocado por ação hu-

mana, para evitar riscos às pessoas e danos em equipamentos, sem tempo hábil para comunicação aos Centros de Operação do ONS.

2.37 - Manutenção Forçada

É todo serviço executado em um equipamento ou instalação, decorrente de um desligamento forçado, afim de restabelecê-lo à condição satisfatória de

operação.

2.38 - Manutenção Preventiva:

Serviço programado de controle, conservação e restauração dos equipamentos ou instalações, a fim de mantê-los em condições satisfatórias de operação e

prevenir contra possíveis ocorrências que acarretem a sua indisponibilidade.

2.39 - Manutenção Programada:

Serviço programado em uma instalação ou equipamento para cumprimento de programa de manutenção preventiva ou manutenção de urgência, obedecendo

aos prazos estabelecidos na programação das intervenções em instalações da Rede de Operação.


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2.40 - Manutenção de Urgência:

Serviço executado, fora dos prazos estabelecidos para os desligamentos programados, no menor tempo possível, antes da próxima manutenção preventiva,

para correção de um defeito, mas que não exige intervenção imediata.

2.41 - Não Conformidade:

Procedimento ou fato proveniente de ações da TRANSMISSORA que se encontra em desacordo com os dispositivos legais, regulamentares, contratuais e/ou

normas técnicas.

2.42 - Ocorrência:

Qualquer evento ou ação que leve o sistema elétrico a operar fora de suas condições normais.

2.43 - Operador Nacional do Sistema Elétrico:

Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela coordenação, supervisão e controle da operação de geração e transmissão de energia

elétrica, no sistema interligado, criado pela Lei no 9.648, de 27 de maio de 1998, regulamentada pelo Decreto 2.655, de 02 de julho de 1998, autorizado pela

ANEEL, mediante a Resolução no 351, de 11denovembro de 1998, referenciado doravante nesta apenas pelo termo ONS.

2.44 - Perturbação:

Desligamento forçado de um ou mais componentes do sistema elétrico, acarretando quaisquer das seguintes conseqüências: corte de carga, desligamento de

outros componentes do sistema ou danos em equipamentos. Também se caracteriza como perturbação à variação de tensão ou freqüência fora dos limites,

mesmo não acarretando desligamento forçado (falha da proteção).

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2.45 - Ponto de Controle

É a instalação ou conjunto de instalações da Rede Básica que fazem fronteira com ativos de conexão dos agentes de geração, de distribuição, consumidores

livres e demais instalações de transmissão.

2.46 - Prazo para Cumprimento de Determinação

Número de dias concedidos (contados a partir da data de recebimento do Termo de Notificação pela TRANSMISSORA notificada) ou a data limite para que a

TRANSMISSORA notificada cumpra a determinação.

2.47 - Prazo para Regularização de Não-Conformidade

Número de dias concedidos (contados a partir da data de recebimento do Termo de Notificação pela TRANSMISSORA notificada) ou a data limite para que a

TRANSMISSORA notificada passe a atuar em conformidade com o dispositivo legal, regulamentar ou contratual citado.

2.48 - Procedimentos de Rede

Documento elaborado pelo ONS com a participação dos agentes que, aprovado pela ANEEL, estabelece os procedimentos e os requisitos técnicos necessários

ao planejamento, implantação, uso e operação do Sistema Interligado Nacional, bem como as responsabilidades do ONS e dos agentes.

2.49 - Recomendação

Ação ou procedimento cujo atendimento pela TRANSMISSORA é desejável do ponto de vista de melhoria quanto às condições de atendimento técnico ou de

segurança das instalações e pessoas, e que resguardará eventuais responsabilidades decorrentes de possível inadequação técnica.


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2.50 - Rede Básica

Instalações pertencentes ao Sistema Interligado Nacional, identificadas segundo regras e condições estabelecidas pela ANEEL.

2.51 - Rede Complementar

Rede fora dos limites da rede básica, cujos fenômenos têm influencia significativa na Rede Básica.

2.52 - Rede de Operação

União da rede básica, rede complementar e as usinas integradas em que o ONS exerce a coordenação, supervisão e controle da operação do Sistema Interligado

Nacional.

2.53 - Relatório de Fiscalização

Documento elaborado pela equipe de fiscalização de forma objetiva e imparcial, retratando a situação dos itens fiscalizados a partir de inspeções in loco ou

informações documentais obtidas durante a fiscalização e/ou entrevistas com funcionários.

2.54 - Sistema Interligado Nacional

Instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica a todas regiões do país, interligadas eletricamente.

2.55 - Situação da Não Conformidade

Condição da ação de fiscalização durante o andamento do processo de regularização das Não Conformidades. O verbo utilizado para descrição da situação é o

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Regularizar e a nomenclatura utilizada para descrever a situação da Não-Conformidade é descrita a seguir:

Notificada: Significa que o órgão fiscalizador encaminhou o Termo de Notificação à TRANSMISSORA notificada e aguarda a manifestação

da mesma.

Em Regularização: Significa que foi verificado por meio de informações apresentadas pela TRANSMISSORA ao órgão fiscalizador e/ou em

função de fiscalização realizada posterior, que existem ações para regularização da Não Conformidade dentro do prazo estabelecido.

Regularizada - A Confirmar: Significa que a TRANSMISSORA notificada informou, e foi aceito pelo órgão fiscalizador, que a Não Confor-

midade foi regularizada, mas há a necessidade de verificação por meio de fiscalização posterior.

Regularizada: Significa que foi verificado por meio de informações apresentadas ao órgão fiscalizador e/ou em função de fiscalização

realizada posterior, que a notificada regularizou a Não Conformidade.

Contestada: Significa que a TRANSMISSORA notificada contesta, no todo ou em parte, a existência da Não Conformidade.

Não Regularizada: Significa que foi verificado que a notificada não regularizou a Não Conformidade e/ou não informou ao órgão fiscalizador

a situação da Não Conformidade dento do prazo estabelecido.

Cancelada: significa que foi constatada a inconsistência da Não Conformidade.

2.56 - Situação da Determinação:

Condição da ação fiscalizadora durante o processo de cumprimento das Determinações. O verbo utilizado para descrição da situação é o Cumprir e a nomen-

clatura utilizada para descrever a situação da Determinação é descrita a seguir:

Notificada: Significa que órgão fiscalizador encaminhou o Termo de Notificação à TRANSMISSORA notificada e aguarda a manifestação

da mesma.

Em Cumprimento: Significa que foi verificado, por meio de informações apresentadas pela TRANSMISSORA ao órgão fiscalizador e/ou em

função de fiscalização realizada posterior, que existem ações para o cumprimento da Determinação dentro do prazo estabelecido.

Cumprida - A Confirmar: Significa que a TRANSMISSORA notificada informou, e foi aceito pelo órgão fiscalizador, que a Determinação foi


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cumprida, mas há a necessidade de verificação por meio de fiscalização posterior.

Cumprida: Significa que foi verificado, por meio de informações apresentadas pela TRANSMISSORA ao órgão fiscalizador e/ou em função

de fiscalização realizada posterior, que a TRANSMISSORA notificada cumpriu a Determinação.

Contestada: Significa que a TRANSMISSORA notificada contesta, no todo ou em parte, a Determinação.

Não Cumprida: Significa que foi verificado que a TRANSMISSORA notificada não cumpriu e/ou não informou ao órgão fiscalizador a situ-

ação da Determinação dento do prazo estabelecido.

Cancelada: Significa que foi constatada a inconsistência da Determinação.

2.57 - Situação da Recomendação:

Condição da ação fiscalizadora durante o processo de atendimento da Recomendação. O verbo utilizado para descrição da situação é o Atender e a nomenclatura

utilizada para descrever as situações das Recomendações é descrita a seguir:

Notificada: Significa que o órgão fiscalizador encaminhou documento a TRANSMISSORA e aguarda a manifestação da mesma.

Em Atendimento: Significa que foi verificado, por meio de informações apresentadas pela TRANSMISSORA ao órgão fiscalizador e/ou em

função de fiscalização realizada posterior, que existem ações para o atendimento à Recomendação.

Atendida - A Confirmar: Significa que a TRANSMISSORA informou, e foi aceito pelo órgão fiscalizador, que a Recomendação foi atendida,

mas há a necessidade de verificação por meio de fiscalização posterior.

Atendida Parcialmente: Significa que foi verificado que a TRANSMISSORA atendeu, em parte, a Recomendação.

Atendida: Significa que foi verificado, por meio de informações apresentadas ao órgão fiscalizador e/ou em função de fiscalização realizada

posterior, que a TRANSMISSORA atendeu à Recomendação.

Não Acatada: Significa que a TRANSMISSORA informou que não irá atender à Recomendação.

Não Atendida: Significa que foi verificado que a TRANSMISSORA não atendeu à Recomendação.

Cancelada: Significa que foi constatada a inconsistência da Recomendação.

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2.58 - Prazo para Manifestação:

Prazo de 15 (quinze) dias concedidos (contados a partir da data de recebimento do Termo de Notificação pela concessionária notificada).

2.59 - Sigefis

Sistema de Gestão da Fiscalização: Ferramenta de gestão, que possibilita o planejamento, o registro, o controle e o acompanhamento da fiscalização.

2.60 - Taxa de Desligamento Forçado:

Expressa a incidência de falhas e interrupções de emergência nas horas de serviço de um equipamento ou de unidades pertencentes a um mesmo conjunto, no

período considerado, referido a um ano padrão de 8760 horas.

2.61 - Taxa de Falha:

Expressa a incidência de falhas nas horas de serviço de um equipamento ou de unidades pertencentes a um mesmo conjunto, no período considerado, referido

a um ano padrão de 8760 horas;

2.62 - Valores de Referência:

Média aritmética dos valores individuais de cada ponto de controle apurados no período 1997-1999. Para pontos de controle com valores médios nulos foram

adotados os mesmos padrões de pontos de controle com características similares.


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3 - ROTEIROS DE ACOMPANHAMENTO E CONTROLE

3.1 - Acompanhamento dos Padrões de Desempenho.

3.1.1 - Continuidade da Rede Básica

A continuidade do serviço da Rede Básica é representada por indicadores monitorados nos Pontos de Controle. Para a avaliação da continuidade do serviço

são utilizados os seguintes indicadores:

(a) DIPC – Duração da Interrupção do Ponto de Controle;

(b) FIPC – Freqüência da Interrupção do Ponto de Controle;

(c) DMIPC – Duração Máxima da Interrupção do Ponto de Controle.

Entende-se como interrupção do Ponto de Controle a condição em que o mesmo permanecer com tensão nula por um período maior ou igual a 1 (um) minuto,

devido a problemas internos ou externos à Rede Básica, considerando quaisquer eventos, locais ou remotos, inclusive os programados. Os indicadores serão

apurados por causa e origem devendo ser coletadas, em cada ponto de controle, as seguintes informações:

(a) Dia do desligamento;

(b) Hora do início do desligamento;

(c) Hora do fim do desligamento;

(d) Origem do desligamento (interna ou externa à Rede Básica);

(e) Identificação do equipamento da Rede Básica, associado à origem do evento;

(f) Tipo do evento, conforme tabela a seguir.

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TIPO DO EVENTO

TIPO DESCRIÇÃO

Desligamentos Programados

P1 Manutenção

P2 Novas conexões, modificações e melhorias.

Outros Desligamentos

01 Emergências

02 Urgências

03 Fenômenos naturais e ambientais

04 Acidentais

05 Equipamentos de potência

06 Equipamentos de proteção e controle

07 Outros

Os padrões dos indicadores de continuidade encontram-se na página do ONS (www.ons.org.br) em Sistema Interligado Nacional / Qualidade de Energia e são

apurados, em bases mensal, trimestral e anual, e divulgados os seus valores, por ponto de controle, trimestralmente. Os indicadores de continuidade serão

coletados de forma contínua pelo ONS e apurados em base mensal. A avaliação do desempenho de um determinado ponto de controle será realizada através dos

indicadores de desempenho DIPC anual, FIPC anual, DIPC histórico e FIPC histórico, bem como dos índices de referência DIPC referência e FIPC. A gerência do

desempenho dos indicadores de continuidade incluirá, dentre outras, as seguintes avaliações:

(a) Análise comparativa dos valores apurados dos indicadores DIPC anual e FIPC anual com os valores de referência (DIPC referência e FIPC refe-

rência);

(b) Análise comparativa dos valores apurados dos indicadores DIPC histórico e FIPC histórico com os valores de referência (DIPC referência e FIPC

referência);

(c) Análise do comportamento dos valores dos indicadores DIPC anual e FIPC anual ao longo do tempo


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Cabe ao ONS, quando da identificação de um ponto de controle com comportamento atípico, identificar as causas de tal desempenho e propor, caso necessário,

as ações corretivas cabíveis, notificando o agente responsável. Os valores dos indicadores DIPC e FIPC, totalizados em base mensal, serão divulgados em base

trimestral, em até 20 dias úteis após o término do trimestre. Os padrões de desempenho aplicam-se a todas as novas instalações integrantes da Rede Básica.

O desempenho das instalações existentes será monitorado de forma a identificar a distância entre os padrões de desempenho verificados e requisitos que estão

sendo estabelecidos nestes Procedimentos de Rede para as novas instalações. Uma vez identificada à necessidade de adequações destas instalações, o ONS

a comunica imediatamente à ANEEL.

3.1.2 - Roteiro de Fiscalização - Continuidade da Rede Básica

- Verificar se as instalações permaneceram disponíveis, dentro dos padrões estabelecidos nos Contratos de Prestação de Serviços de

Transmissão – CPST.

- Verificar se a implantação dos ajustes de proteção e controle, em nível sistêmico, está em conformidade com os valores estabelecidos

pelo ONS; (por meio de documentação e declaração emitidas pelo agente)

- Verificar se a implantação dos ajustes das proteções referentes às suas instalações está adequada de forma a garantir a integridade dos

equipamentos e guardando seletividade com as proteções sistêmicas; (por meio de documentação e declaração emitidas pelo agente);

- Verificar a existência de equipamentos de monitoração da qualidade da energia elétrica no sistema sob a responsabilidade da TRANS-

MISSORA;

- Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por algum desvio nos padrões de desempenho, atendeu as ações corretivas resultantes

de notificações.

- Verificar se a TRANSMISSORA atendeu as adequações de suas instalações aprovadas pela ANEEL.

3.1.3 - Tensões em Regime Permanente

Os valores de tensão em regime permanente o padrão de desempenho da Rede Básica, nos pontos de conexão, deve atender os requisitos que constam na

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resolução da ANEEL no 505/2001.A tensão eficaz, em intervalos de 10 minutos, será monitorada continuamente, nos pontos de conexão com a Rede Básica,

utilizando o sistema de medição de faturamento e da medição agregada de qualidade de energia elétrica. Os agentes de transmissão, deverão disponibilizar ao

ONS os dados relativos aos valores de tensão em regime permanente e variação de tensão de curta duração coletados sob sua responsabilidade a partir dos

processos vinculados ao sistema de medição para faturamento (SMF); O valor da tensão na barra de conexão da Rede Básica poderá ser determinado a partir

de medição realizada no lado de baixa tensão da conexão, desde que seja demonstrada a possibilidade técnica para tal correlação. Os indicadores utilizados

na avaliação dos valores das tensões em regime permanente (DRPPC e DRCPC) são os mesmos estabelecidos na resolução da ANEEL no 505/2001, aplicados

nos pontos de conexão.

DRPPC = (nlp / n) x 100 %DRCPC = (nlc / n) x 100 %

Onde:DRPPC: Duração Relativa de Violação de Tensão Precária por Ponto de Conexão;

DRCPC: Duração Relativa de Violação de Tensão Crítica por Ponto de Conexão;

nlp: número de leituras com tensão precária no período de observação semanal;

nlc: número de leituras com tensão crítica no período de observação semanal;

n = 1.008: número de leituras válidas obtidas no período de observação se-

manal e com período de integralização do equipamento correspondente

a 10 (dez) minutos.

Os valores dos indicadores DRPPC e DRCPC, para cada ponto de conexão, serão disponibilizados, trimestralmente, em bases semanais por meio da página

do ONS na internet (www.ons.org.br), em até 20 dias úteis após o término do trimestre. A partir da comparação dos valores das leituras de tensão com as

respectivas faixas de variação da tensão de leitura estabelecidas na Resolução nº 505/2001, resulta a classificação de desempenho do ponto de conexão em

adequado, precário ou crítico.


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TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 230 KV

Classificação da Tensão de Atendimento (TA) Faixa de variação da Tensão de Leitura (TL) em relação à Tensão Contratada (TC)

Adequada 0,98 TC ≤ TL ≤ 1,03 TC

Precária 0,95 TC ≤ TL < 0,98 TC ou 1,03 TC < TL ≤ 1,05 TC

Crítica TL < 0,95 TC ou TL > 1,05 TC

TENSÃO NOMINAL SUPERIOR A 1 KV E INFERIOR A 230 KV



Precária 0,90 TC ≤ TL < 0,95 TC ou 1,03 TC < TL ≤ 1,05 TC


Caso, no período de um mês, a tensão do ponto de conexão seja classificada como precária por mais do que duas vezes ou crítica por mais do que uma vez,

o ONS, juntamente com os agentes que têm controle sobre o ponto de conexão ou são afetados pelo seu desempenho, irão analisar as causas do desempenho

inadequado e propor, se necessário, ações para a solução do problema e regularização do referido ponto de conexão, devendo ser acompanhado o prazo de

sua implantação. No caso da violação do padrão global ter caráter sistêmico, o ONS deverá propor alternativas de solução conforme metodologia em vigor

para implantação de um reforço ou ampliação na Rede Básica. No caso da violação do padrão estabelecido ser devido à violação, por algum agente, do padrão

individual relativo ao fator de potência da conexão, este deverá ser notificado pelo ONS. Neste caso, o agente deverá atender o compromisso resultante da

notificação. Em qualquer condição de carga, os níveis de tensão nos barramentos que não atendam diretamente a consumidores, e que não sejam pontos de

fronteira, poderão ser inferiores ou superiores aos valores estabelecidos na Resolução no 505/2001, respeitadas as limitações dos equipamentos.

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3.1.4 - Roteiro de Fiscalização - Tensões em Regime Permanente

- Verificar se os valores de tensão em regime permanente atenderam os requisitos que constam das tabelas acima, estabelecidos na Reso-

lução da ANEEL no 505/2001.

- Verificar se os dados relativos aos valores de tensão em regime permanente e variação de tensão de curta duração foram disponibilizados ao ONS.

- Verificar a classificação da tensão de atendimento dada aos pontos de conexão.

- Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por algum desvio, atendeu as ações corretivas resultantes de notificações dentro do prazo.

- Verificar se a TRANSMISSORA atendeu as adequações de suas instalações aprovadas pela ANEEL.

3.2 - Roteiro de Acompanhamento da Manutenção

3.2.1 - Inspeção Física das Instalações de Transmissão

A - SUBESTAÇÕES

Incluir foto geral da instalação e ilustrar com fotografias todas as constatações registradas.

A.1 - Instalações Gerais

Conservação:- Verificar o acesso à subestação e aos equipamentos, em condições normais e em casos de emergências.

- Verificar o estado de conservação da subestação, terreno, canaletas, gramados e brita; instalações elétricas e civis, quanto ao grau de


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limpeza e conservação.

- Verificar as partes metálicas existentes na subestação (colunas, vigas, pórticos e equipamentos), e o estado das mesmas quanto à cor-

rosão.

- Verificar a existência de materiais alheios à operação ou animais, no pátio da subestação.

A.2 - Equipamentos Principais

Verificar o estado dos equipamentos e avaliar sua situação quanto à manutenção, conservação e identificação. Utilizar a tabela abaixo para orientação na

inspeção:

Transformadores (Pontos a observar):- Existência de corrosão;

- Compatibilidade de temperaturas de óleo e de enrolamento, por meio de leituras de termômetros;

- Compatibilidade de leitura de temperaturas entre pólos do mesmo banco;

- Existência de vazamento de óleo;

- Situação da sílica-gel;

- Nível do óleo;

- Compatibilidade entre posições dos comutadores de carga das fases;

- Fiação dos acessórios;

- Estado dos aterramentos;

- Estado das conexões e buchas;

- Dispositivos do sistema de arrefecimento;

- Quadro de comando.

- Estado dos visores dos indicadores (opacos e/ou trincados).

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Reatores: (Pontos a observar)- Existência de sinais de corrosão;

- Compatibilidade de temperaturas de óleo e de enrolamento, por meio de leituras de termômetros;

- Compatibilidade de leitura de temperaturas entre pólos do mesmo banco;

- Existência de vazamento e óleo;

- Situação da sílica-gel;

- Nível do óleo;



- Estado das conexões e buchas;

- Dispositivos do sistema de arrefecimento;



Disjuntores (Pontos a observar):- Existência de corrosão;

- Compatibilidade entre valores lidos em indicadores e valores nominais de pressão de ar comprimido ou óleo hidráulico dos comandos;




TPs e TCs (Pontos a observar):- Existência de corrosão;

- Existência de vazamento e óleo;


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- Nível do óleo;

- Estado dos aterramentos.


Pára-raios (Pontos a observar):- Existência de corrosão;

- Inexistência de sinais na união da porcelana com os flanges metálicos que indiquem corrosão interna;


Banco de Capacitores (Pontos a observar):- Existência de corrosão;

- Existência de capacitores estufados ou com vazamento;

- Existência de conexões soltas ou fusíveis queimados.

- Existência de isolador do capacitor, trincado ou quebrado;

- Verificar se as partes metálicas estão rigidamente aterradas e se o cabo de aterramento não está interrompido;

Compensador Estático (Pontos a observar):- Existência de corrosão;


Compensador Síncrono (Pontos a observar)- Existência de corrosão;


Isoladores de Pedestal (Pontos a observar)- Existência de sinais na união da porcelana com os flanges metálicos que indiquem corrosão interna;

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Seccionadoras (Pontos a observar)- Existência de corrosão;




Equipamentos com Askarel:- Verificar se a TRANSMISSORA atende à legislação vigente, mantendo identificação no corpo do equipamento. (placa)

- Verificar se existem instruções para manuseio, armazenagem, transporte e procedimentos para casos de ocorrência de vazamento.

A.3 - Equipamentos Auxiliares

Grupo diesel motor – gerador:Solicitar partida manual do grupo para confirmar seu funcionamento.

Verificar se a capacidade do grupo diesel atende as cargas de emergência.

Verificar se a rotina de partida periódica atende procedimentos estabelecidos pela TRANSMISSORA.

Retificadores – Carregadores:Verificar a existência de sinais fortes de corrosão, o estado da fiação e aterramento do equipamento.

Verificar o funcionamento do retificador.

Conjunto de Baterias:Verificar a existência de processo de sulfatação e vazamentos nos elementos de todos os conjuntos.


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Sistema de Ar Comprimido:Verificar a existência de corrosão.

Verificar o cumprimento à norma ABNT de ensaios de pressão a cada 5 anos.

Verificar a rede de ar comprimido da subestação, quanto a vazamento.

A.4 - Comando, Controle e Proteção

Relés de Proteção e Teleproteção:Verificar identificação dos equipamentos.

Verificar a funcionalidade desse sistema e se adequado à operação.

Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos relativos a espaço, flexibilidade, peças de reposição e dificuldades de operação e manutenção.

Verificar o estado de conservação e atualização do sistema de proteção, relés e equipamentos de teleproteção.

Verificar a existência de corrosão, fiação, aterramentos e estado das conexões.

Automação:Verificar o estado de conservação e atualização.

Registradores de Perturbação:Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos relativos a peças de reposição e dificuldades de operação e manutenção.

Verificar o estado de conservação e atualização.

Verificar sincronismo de horários.

A.5 - Medição de Faturamento

A TRANSMISSORA é responsável pela execução das adequações necessárias nos Sistemas de Medição existentes, de sua propriedade;

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Para o ONS controlar a adequação do Sistema de Medição dos pontos de conexão existentes, é utilizado o Item de Controle:

Onde:Mad é o n º de medições adequadas

Pconex é o nº total de pontos de conexão

Verificar as adequações necessárias aos Sistemas de Medição existentes;

Verificar os selos dos pontos de lacre existentes nos sistemas de medição e se o painel de medição é inviolável e se está fechado e lacrado.

A.6 - Sistema de Supervisão para Centro de Operação

Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos de atualização e o estado de conservação.

A.7 - Telecomunicações

Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos de atualização o estado de conservação.

B - LINHAS DE TRANSMISSÃO

Ilustrar com fotografias todas as constatações registradas.

B.1 - Faixa de Servidão

Verificar o estado de conservação da faixa de servidão, terreno, vegetação, seccionamento de cercas e aterramento de estruturas de irrigação.


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Verificar o a existência de edificações, plantações, áreas de lazer, criações de animais, na faixa de servidão.

Verificar a existência de árvores que, por sua altura e caída, podem afetar a linha.

B.2 - Isolamento

Verificar a existência de isoladores quebrados ou danificados.

Verificar a existência de corrosão na ferragem das cadeias de isoladores.

B.3 - Condutores e Cabo Guarda

Verificar o estado físico dos condutores (tentos rompidos, embarrigamento, corrosão).

Verificar o a existência de condutores baixos e ou travessias, provocando condições de riscos.

Verificar a existência de diferença de flecha, elementos estranhos na linha, a conservação e posição das balizas de sinalização.

Verificar o estado de espaçadores, armaduras pré-formadas, emendas de cabos.

B.4 - Estruturas

Verificar se a sinalização existe e cumpre as normas vigentes.

Observar se não falta peças metálicas ou deformação de peças.

Verificar a existência de corrosão em partes metálicas componentes.

Verificar a existência de erosão, fundações e conexão a terra.

Verificar se o terreno circundante não apresenta possibilidades ou riscos de erosão, inundações, cursos de água, deslizamentos e outros que podem

afetar as estruturas da linha.

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B.5 - Sinalização Aérea sobre Rodovias e próximas a Aeroportos e Cruzamentos

Verificar a existência e a conservação da sinalização.

3.2.2 - Verificação dos Registros de Dados e Cadastro

A - EQUIPAMENTOS E SISTEMAS

A.1 - Linhas de Transmissão

Estruturas, isoladores, cabos pára-raios e condutores, faixa de servidão, sistema de aterramento e traçado.

A.2 - Subestações

Equipamentos de transformação: transformadores de potência, reguladores e transformadores para instrumentos;

Equipamentos de interrupção e manobra: chaves seccionadoras e disjuntores;

Equipamentos de compensação reativa: reatores, compensadores síncronos, estáticos e banco de capacitores;

Equipamentos em corrente contínua: válvulas, transformadores conversores, reatores de alisamento, disjuntores de by-pass e filtros;

Equipamentos conversores de freqüência: transformadores de potência, disjuntores, equipamentos conversores e filtros de corrente alternada;

Sistemas de proteção: linhas de transmissão, transformadores de potência, reatores e barramentos;

Serviços essenciais: corrente contínua, corrente alternada, centrais de ar comprimido para equipamentos de manobra e acionamentos;

Medição de Faturamento; Sistemas de Supervisão e Telecomunicação.


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B - MANUTENÇÃO PREVENTIVA E CORRETIVA

Confirmar a existência do Plano Anual de Manutenção dos equipamentos e sistemas citados acima das instalações de propriedade da empresa.

Confirmar se foram fornecidos ao ONS os dados das manutenções de seus respectivos sistemas elétricos:

(a) até o último dia útil do mês de setembro do ano anterior, a relação das atividades mínimas de manutenção previstas para os equipamentos dos

setores de instalações e linhas de transmissão classificados com o nível de criticidade C1.

(b) num prazo de até 30 (trinta) dias após sua solicitação formal, a relação das atividades mínimas de manutenção previstas para os equipamentos

dos setores de instalações e linhas de transmissão, classificados com os níveis de criticidade C2 e C3.

- Verificar a existência de atrasos no atendimento da manutenção e aferição.

- Verificar se existe algum equipamento em acompanhamento especial e se a análise de óleo isolante dos transformadores e reatores da subestação estão em

dia.

- Verificar a existência de pendências e se estas estão devidamente registradas e com total controle dos responsáveis para sua eliminação.

- Verificar se a subestação possui registro de avisos de anomalias e o atendimento dentro dos prazos definidos.

Confirmar se foram fornecidas ao ONS nos prazos estabelecido:

a) até o último dia útil do mês de setembro do ano anterior, os Planos de Contingência elaborados pelo Agente para atendimento em emergência às instalações

da Rede Básica consideradas com o nível de criticidade máxima C1, no que se refere a linhas de transmissão, reatores e transformadores de potência em

condição de falha;

O plano de contingência será elaborado para atender ocorrências de perda de equipamento e queda de estrutura de linha de transmissão, com perda

da função por mais de um período consecutivo de ponta de carga do sistema elétrico.

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Transformadores de potência e reatores:

O plano de contingência para transformadores de potência e reatores deverá conter, no mínimo, as seguintes informações:(1) nome do Agente;

(2) identificação da instalação e do equipamento;

(3) tempo previsto para retorno da função em caso de falha;

(4) logística e recursos alocados para atendimento à ocorrência;

(5) equipamento(s) reserva existente(s);

(6) relação das atividades de manutenção para o(s) equipamento(s) reserva.

Linhas de transmissão:

O plano de contingência para linhas transmissão deverá conter, no mínimo, as seguintes informações:(1) nome do Agente;

(2) identificação da linha de transmissão;

(3) tempo estimado para retorno da função em caso de falha (considerar o tempo médio por trecho típico e por estrutura);

(4) logística e recursos alocados para atendimento à ocorrência;

(5) Estruturas típicas reservas existentes.

b) imediatamente ao ONS as restrições operativas e prazos para a solução das mesmas, decorrentes de pendências de qualquer natureza eventualmente exis-

tentes, em equipamentos e instalações classificados com nível de criticidade C1, C2 e C3.


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C - PROTEÇÃO E CONTROLE

Confirmar se foram fornecidos ao ONS os dados de seus respectivos sistemas elétricos:(1) componentes (linhas e equipamentos);

(2) relés de proteção instalados;

(3) Sistemas Especiais de Proteção (SEP);

(4) esquemas de religamento automático das linhas de transmissão aéreas;

(5) informações sobre as perturbações ocorridas.

- Confirmar se os ajustes de proteção e controle, em nível sistêmico foram implantados.

- Confirmar se os ajustes das proteções referentes às instalações foram implantados de forma a garantir a integridade dos equipamentos, guardando seleti-

vidade com as proteções sistêmicas.

- Verificar se a subestação possui disjuntores superados.(Estudos de Curto-Circuito).

D - EQUIPAMENTOS PARA SUPERVISÃO

- Confirmar se foram fornecidas as informações cadastrais descritivas para a configuração das bases de dados dos centros do ONS,

- Verificar se a subestação, ao receber o pedido de solicitação de manutenção por parte do ONS, possui cadastro da ocorrência, o seu atendimento dentro dos

prazos definidos e a respectiva comunicação ao ONS quando a pendência estiver solucionada.

E - MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO

Confirmar a existência do Plano Anual de Manutenção e Inspeção Preventiva dos Sistemas de Medição. A periodicidade para a manutenção preventiva do sistema

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de medição deverá ser a cada 2 anos. Essa periodicidade poderá ser ampliada em função do histórico de não-conformidade observadas nas instalações;

A manutenção preventiva poderá ser adiada pelo período de até dois anos, no caso de ocorrer uma inspeção aprovada no ponto de medição. A postergação des-

sa manutenção contará a partir da data da inspeção. Os ensaios mínimos a que deve ser submetido cada TI são os seguintes: verificação de classe de exatidão

e carga imposta com periodicidade de, no máximo, 8 anos. Verificar a existência de atrasos no atendimento da manutenção e certificação de padrões.

E.1 - Manutenção Preventiva

Fazer o plano de manutenção preventiva dos sistemas de medição para faturamento Até agosto do ano anterior (AR)

Enviar o plano anual de manutenção preventiva dos sistemas de medição aos Agentes envolvidos Até setembro do ano anterior (AR)

Enviar cronograma acordado das manutenções preventivas ao ONS Até o quinto dia útil de dezembro (AR)

Guardar as leituras e os relatórios dos serviços nas medições Até 5 anos após o evento (AR)

E.2 - Manutenção Corretiva

Comunicar a manutenção corretiva à ASMAE e solicitar acesso às instalações do conectado Na data da identificação da ocorrência (AR)

Solicitar pedido de trabalho e liberação de equipamento (se necessário) Na data da identificação da ocorrência (AC)

Fazer a manutenção corretiva na medição. Até 3 dias após a identificação da ocorrência (AR)

Fazer a manutenção corretiva (troca) nos TI da medição. Até 5 dias após a identificação da ocorrência (AR)



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E.3 - Inspeção

Solicitar inspeção na medição A qualquer época (ASMAE/ONS)


Solicitar a calibração e certificação dos padrões de serviço à RBC ou solicitar calibração e laudo de aferi-

ção a Ag. Participante do PCI (se necessário) e1 ano (AR)

Prazo de validade dos certificados ou laudos de aferição 1 ano (AR)

LEGENDA (AR) Ag. Responsável ASMAE (AC) Ag. Conectado

Confirmar a existência das leituras, relatórios de ocorrência e alteração de cadastro feitos após manutenções ou inspeções dos últimos de 5 anos.

F - TELECOMUNICAÇÕES

- Confirmar se foram informados todos os dados necessários para o correto preenchimento dos Registros de Ocorrência em serviços de telecomunicações,

em tempo hábil para o seu processamento.

- Confirmar se foram informados os dados relativos às ocorrências detectadas pela empresa, ao órgão designado pelo ONS.

- Verificar se a subestação, ao receber o pedido de solicitação de manutenção por parte do ONS, possui cadastro da ocorrência, o seu atendimento dentro dos

prazos definidos e a respectiva comunicação ao ONS quando a pendência estiver solucionada.

3.2.3 - Análise dos Indicadores de Desempenho da Manutenção

Os indicadores de desempenho da Manutenção da Rede de Operação, necessários para a execução das análises são obtidos da Base de Dados do ONS.

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A análise e avaliação dos indicadores de desempenho são elaboradas mensalmente, e determinam os equipamentos, linhas de transmissão e instalações da Rede

de Operação que apresentem indicadores de desempenho situados dentro da faixa normal, faixa de alerta e faixa insatisfatória, definidas pela ANEEL;

São eles:(a) Disponibilidade;

(b) Indisponibilidade para Manutenção Programada e Manutenção Forçada;

(c) Taxa de Falhas e de Desligamento Forçado;

(d) Tempo Médio de Reparo da Função;

(e) Freqüência da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle – Interrupções tipos P1, O1, O2, O3, O4, O5 e O6 (vide tabela 1);

(f) Duração da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle – Interrupções tipos P1, O1, O2, O3, O4, O5 e O6;

(g) Duração Máxima da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle - Interrupções tipos P1, O1, O2, O3, O4, O5 e O6;

(h) Confiabilidade estrutural de Áreas.

Equipamentos / InstalaçãoIndicadores de Desempenho

DISP TDF TF TMRF INDISPMP INDISPMF

Compensador Síncrono X X X X X X

Compensador Estático X X X X X X

Disjuntor X X X

Transformador X X X X X X

Linha de Transmissão X X X X X X

Equipamento / Instalação Agregação

Compensador Síncrono por Agente

Compensador Estático por Agente

Disjuntor por nível de tensão por Agente: 138, 230, 345, 440/500 e 750 (kV)


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Transformador por nível de tensão do lado de alta por Agente: 138, 230, 345, 440/500 e 750 (kV)

Linha de Transmissão por nível ide tensão por Agente: 138, 230, 345, 440/500, 600 e 750 (kV)

A - DISPONIBILIDADE

(a) Equação geral:

(b) Unidade Dimensional: adimensional (percentual);

(c) Agregação Temporal: Anual.

A.1 - Compensadores Síncronos e Estáticos

Onde:HDi = número de horas disponíveis do equipamento i;

HPi = número total de horas de existência do equipamento i no período considerado. Para

cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas para anos bissextos e

8.760 horas para anos normais;

Pi = Potência efetiva do equipamento homologada pela ANEEL;Para equipamentos de

compensação reativa a potência é expressa em MVAr;

N = número total de unidades ou equipamentos;

i = contador do número de equipamentos.

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Compensador Síncrono por Agente

Compensador Estático por Agente

Disjuntor por nível de tensão por Agente: 138, 230, 345, 440/500 e 750 (kV)

Transformador por nível de tensão do lado de alta por Agente: 138, 230, 345, 440/500 e 750 (kV)

Linha de Transmissão por nível ide tensão por Agente: 138, 230, 345, 440/500, 600 e 750 (kV)

A.2 - Transformadores

Onde:HDi = número de horas disponíveis do equipamento i;

HPi = número total de horas de existência do equipamento i no período considerado. Para

cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas para anos bissextos e

8.760 horas para anos normais;

N = número total de equipamentos.

i = contador do número de equipamentos;

Equipamento Agregação Indicador de Disponibilidade N (n° de equipamentos)

Transformador por nível de tensão e por Agente DISPTAXXX n° de transformadores para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750) lado de alta,

por Agente.


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A.3 - Linha de Transmissão

Onde:HDi = número de horas disponíveis do circuito da linha de transmissão i;

HPi = número total de horas de existência do circuito da linha de transmissão i no pe-

ríodo considerado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784

horas para anos bissextos e 8.760 horas para anos normais;

extLT i = extensão total do circuito da linha de transmissão i em km;

N = número de circuitos de linhas de transmissão.

i = contador do número de circuitos de linhas de transmissão;

Instalação Agregação Indicador de Disponibilidade N (n° de circuitos de linhas de transmissão)

Linhas de

Transmissãopor nível de tensão e por Agente DISPLTAXXX

n° de circuitos de linhas de transmissão para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e

750) por Agente.

B - INDISPONIBILIDADE

(a) Equação geral:

(b) Unidade Dimensional: adimensional (percentual);

(c) Agregação Temporal: Anual.

B.1 - Manutenção programada e manutenção forçada de Compensadores Estáticos e Compensadores Síncronos

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Onde:HIXi = número de horas indisponíveis do equipamento i, devido à manutenção; Para o

cálculo da indisponibilidade da manutenção programada (INDISPMP) utiliza-se: HIXi = HIMPi

número de horas indisponíveis do equipamento i devido a manutenções programadas; Para

cálculo da indisponibilidade de manutenção forcada (INDISPMF) utiliza-se: HIXi = HIMFi

número de horas indisponíveis do equipamento i devido a manutenções forcadas;

H i = número total de horas de existência do equipamento i no período considerado;

Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas para anos

bissextos e 8.760 horas para anos normais;

Pi = potência efetiva do equipamento i homologada pela ANEEL; Para equipamentos

de compensação reativa a potência e expressa em MVAr;

N = número total de equipamentos;

i = contador do número de unidades geradoras ou equipamentos.

Equipamento Agregação Indicador de Indisponibilidade N (n° de equipamentos)

Compensador Estático Por Agente INDISPMPCE n° de unidades do Agente

Compensador Síncrono Por Agente INDISPMPCS n° de unidades do Agente


Compensador Estático Por Agente INDISPMFCE n° de unidades do Agente

Compensador Síncrono Por Agente INDISPMFCS n° de unidades do Agente


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B.2 - Manutenção programada e manutenção forçada de transformadores

Onde:HIXi = número de horas indisponíveis do equipamento i, devido à manutenção;

Para o cálculo da indisponibilidade da manutenção programada (INDISPMP)

utiliza-se: HIXi = HIMPi número de horas indisponíveis do transformador i

devido a manutenções programadas; Para cálculo da indisponibilidade de

manutenção forçada (INDISPMF) utiliza-se: HIXi = HIMFi Número de horas

indisponíveis do transformador i devido a manutenções forçadas;

HPi = número total de horas de existência do transformador i no período consi-

derado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas

para anos bissextos e 8.760 horas para anos normais;

N = número total de transformadores;

i = contador do número de transformadores;


Transformador por nível de tensão e por Agente INDISPMPTAXXX n° de transformadores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750)

lado de alta.


Transformador por nível de tensão e por Agente INDISPMFTAXXX n° de transformadores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750)

lado de alta.

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B.3 - Manutenção programada e manutenção forçada de Linhas de Transmissão

Onde:HIXi = número de horas indisponíveis do circuito da linha de transmissão i,

devido à manutenção; Para o cálculo da indisponibilidade da manuten-

ção programada (INDISPMP) utiliza-se: HIXi = HIMPi número de horas

indisponíveis do circuito da linha de transmissão i devido a manutenções

programadas; Para cálculo da indisponibilidade de manutenção forçada

(INDISPMF) utiliza-se: HIXi = HIMFi Número de horas indisponíveis do

circuito da linha de transmissão i devido a manutenções forçadas;

HPi = número total de horas de existência do circuito da linha de transmissão i no

período considerado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se

8.784 horas para anos bissextos e 8.760 horas para anos normais.

extLTi = extensão total do circuito da linha de transmissão i em km;

N = número total de circuitos de linhas de transmissão;


Instalação Agregação Indicador de Indisponibilidade N (n° de circuitos de linhas de transmissão)

Linhas de Transmissão por nível de tensão e por Agente INDISPMPLTAXXXn° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos

níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750)

Instalação Agregação Indicador de Indisponibilidade N (n° de circuitos de linhas de transmissão)

Linhas de Transmissão por nível de tensão e por Agente INDISPMFLTAXXXn° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos

níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750)


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C - TAXA DE DESLIGAMENTO FORÇADO

(a) Equação Geral:

(b) Unidade Dimensional: Número de Desligamentos Forçados/

ano/unidade;

(c) Agregação temporal: anual;

Para efeito da apuração dos indicadores das Taxas de Desligamentos Forçados são considerados os desligamentos provocados por interrupção de emergência

e falha na instalação e equipamento, que impõe que o mesmo seja desligado automática ou manualmente. Não são considerados os desligamentos onde houve

religamento automático com sucesso, ou ainda, com retorno à operação sem intervenção da manutenção e aqueles provocados pelo sistema em conseqüência

de perturbação.

C.1 - Compensadores Estáticos e Síncronos, Transformadores e Disjuntores

Onde:NDFi = número de desligamentos forçados do equipamento i;

HXi = número de horas do equipamento i conforme abaixo;

HXi = HSi número de horas de serviço do equipamento i para equipamentos rotativos;

HXi = HDi número de horas disponíveis do equipamento i, para os demais equipamentos;



8.760 = fator de anualização.

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Equipamento AgregaçãoIndicador de Taxa de

Desligamento ForçadoN (n° de equipamentos)

Compensador Síncrono por Agente TDFCSA n° de unidades do Agente

Compensador Estático por Agente TDFCEA n° de unidades do Agente

Disjuntor por nível de tensão e por Agente TDFDAXXX n° de disjuntores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500 e 750)

Transformador por nível de tensão e por Agente TDFTAXXXn° de transformadores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500 e 750)

do lado de alta.

C.2 - Linhas de Transmissão

Onde:NDFi = número de desligamentos forçados do circuito da linha de transmis-

são i, no período considerado;

HDi = número total de horas disponíveis do circuito da linha de transmissão

i no período considerado;



ext LTi = extensão total do circuito da linha de transmissão i em km.

Instalação Agregação Indicador de Taxa de Desligamento Forçado N (n° de circuitos de linhas de transmissão)

Linhas de Transmissão por nível de tensão e por Agente TDFLAXXXn° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX

kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750)


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D - TAXA DE FALHAS

(a) Equação Geral:

(b) Unidade Dimensional: Número de Falhas / ano / unidade;

(c) Agregação temporal: anual;

Para efeito da apuração dos indicadores das Taxas de Falhas são considerados os desligamentos provocados por falha na instalação e equipamento, com

intervenção da manutenção. Não são considerados os desligamentos onde houve religamento automático com sucesso, ou ainda, com retorno à operação sem

intervenção da manutenção e aqueles provocados pelo sistema em conseqüência de perturbação.

D.1 - Compensadores Estáticos e Síncronos, Transformadores e Disjuntores

Onde:NFi = número de falhas do equipamento i;

HXi = número de horas do equipamento i conforme abaixo;

HXi = HSi número de horas de serviço do equipamento i para equipamentos rotativos;

HXi =HDi número de horas disponíveis do equipamento i, para os demais equipamentos;



8.760 = fator de atualização.

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D.2 - Linhas de Transmissão

Onde:NFi = número de falhas do circuito da linha de transmissão i, no período considerado;

HDi = número total de horas disponíveis do circuito da linha de transmissão i

no período considerado;



ext LTi = extensão total do circuito da linha de transmissão i em km;

Instalação Agregação Indicador de

Taxa de Falha

N (n° de circuitos de linhas de transmissão)

Linhas de Transmissão por nível de tensão e por Agente TFLAXXX n° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500,

600 e 750).

E - TEMPO MÉDIO DE REPARO DA FUNÇÃO(a) Equação geral:(b) Unidade Dimensional: horas;(c) Agregação temporal: anual;

Para efeito da apuração dos indicadores de Tempo Médio de Reparo da Função são considerados os desligamentos provocados por interrupção de emergência

e falha na instalação e equipamento, que impõe que o mesmo seja desligado automática ou manualmente. Não são considerados os desligamentos onde houve

religamento automático com sucesso, ou ainda, com retorno à operação sem intervenção da manutenção e aqueles provocados pelo sistema em conseqüência

de perturbação.


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E.1 - Compensadores Estáticos e Síncronos, Transformadores, Disjuntores e Linhas de Transmissão.

Onde:HIRi = Número de horas em que a função ficou indisponível para operação

e entregue à manutenção forçada, devido ao evento i;

NDFi = número de desligamentos forçados do equipamento ou instalação i;

N = índice da agregação, indicando o número de equipamentos ou circui-

tos de linha de transmissão.


Indicador de

Tempo Médio de

Reparo da Função

N (n° de equipamentos)

Compensador Síncrono por Agente TMRFCSA n° de unidades do Agente

Compensador Estático por Agente TMRFCEA n° de unidades do Agente

Disjuntor por nível de tensão e por Agente TMRFDAXXX n° de disjuntores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500 e 750)

Transformador por nível de tensão e por Agente TMRFTAXXXn° de transformadores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500 e 750) do lado

de alta.

Linhas de Transmissão por nível de tensão e por Agente TMRFLAXXX n° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345,

440/500, 600 e 750)

F - DURAÇÃO, DURAÇÃO MÁXIMA E FREQÜÊNCIA DA INTERRUPÇÃO DO SERVIÇO DA REDE BÁSICA NO PONTO DE CONTROLE

Para a avaliação da contribuição da manutenção nos indicadores Freqüência da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle (FIPC), Duração da Inter-

rupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle (DIPC) e Duração Máxima da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle (DMIPC) são consi-

deradas as interrupções dos tipos P1 e O2, conforme tabela abaixo, as quais refletem a parcela de contribuição da manutenção na composição destes indicadores.

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TIPO CAUSA DESCRIÇÃO

Desligamentos Programados

P1 Manutenção Interrupções para permitir a execução dos serviços de manutenção previamente acordados.

P2 Novas conexões, modificações e melhorias. Interrupções para permitir a execução dos serviços de ampliação, modificações e melhorias, previamente acordados.

Outras Interrupções

O1 EmergênciasIntervenções manuais para evitar risco de dano em equipamento e para vidas humanas, sem tempo hábil para comunicação ao Centro de

Operação do ONS.

O2 Urgências Intervenções manuais, solicitadas ao Centro de Operação do ONS fora dos prazos estabelecidos, para execução de serviços inadiáveis.

O3 Fenômenos naturais e ambientaisInterrupções provocadas por curtos-circuitos causados por descarga atmosférica, vento, temporal, calor, inundação, incêndio, queimada sob

a linha, contaminação industrial, depósito salino, árvores, animais, pássaros.

O4 Acidentais Ações remotas ou localmente executadas por operadores, equipes de manutenção ou outros fatores ocasionados por falha humana.

O5 Equipamentos de potênciaInterrupções por desligamentos LTs ou equipamentos de potência por problemas intrínsecos aos mesmos, como defeitos, falhas, sobreaque-

cimento.

O6 Equipamentos de proteção e controleInterrupções por desligamento de equipamentos causados por má atuação da proteção ou por defeitos em transformadores para instrumen-

tos, reles, contatores, ou outros componentes dos sistemas de proteção e controle.

O7 Outros Interrupções não classificadas nos tipos anteriores ou indeterminadas.

G - CONFIABILIDADE ESTRUTURAL DE ÁREAS

O indicador de Confiabilidade Estrutural de Áreas será desenvolvido em futuras revisões dos Procedimentos de Rede.

H - TELECOMUNICAÇÕES

A partir dos tempos associados a cada ocorrência nos serviços de telecomunicações é elaborado o relatório denominado “Relatório de Avaliação de Desempenho

de Serviços de Telecomunicações”, pelo ONS.


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Os dados relacionados aos tempos envolvidos são:(a) Data e hora de detecção da falha;

(b) Tempo para localização da falha;

(c) Tempo para reparo;

(d) Data e hora de volta à operação normal.

O “Relatório de Avaliação de Desempenho de Serviços de Telecomunicações” contém as seguintes informações:(a) Indisponibilidade de todos os Serviços;

(b) Número de ocorrências;

(c) Tempos associados a cada interrupção;

(d) Taxa de falhas do serviço.

Esse relatório será objeto de análise conjunta do ONS e do Agente responsável pelo serviço de telecomunicações afetado, para definir as possibilidades de

melhoria, de modo que esses serviços passem a atender aos requisitos de telecomunicações especificados. O desempenho dos serviços de telecomunicações

deverá ser apurado mensalmente e os prazos referentes ao processo estão definidos na tabela a seguir:

Etapa Data limite

Emissão do Relatório de Avaliação de Desempenho de Serviços de Telecomunicações Décimo dia útil do mês subseqüente ao de apuração

Emissão do Relatório de Analise de Serviços de Telecomunicações Décimo quinto dia útil do mês subseqüente ao de apuração

I - ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - INDICADORES DE DESEMPENHO DA MANUTENÇÃO

- Verificar a existência de equipamentos ou instalação na faixa insatisfatória.

- Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por algum desvio, está executando ações corretivas resultantes de notificações.

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3.3 - Acompanhamento da Operação

Cabe aos Agentes a operação das instalações de Transmissão e Distribuição pertencentes à Rede de Operação, em atendimento às diretrizes, normas, instruções

e determinações do ONS, bem como a responsabilidade global pela operação das instalações não integrantes da Rede de Operação. Caberá, ainda, aos Agentes

a definição e providências quanto às condições de emergência em todas as suas instalações.

Diariamente, com a finalidade de classificações para fins estatísticos, e identificação daquelas que darão início aos processos de análise, os Centros de Ope-

ração do ONS avaliam todas as ações executadas pelas equipes de tempo real dos Centros de Operação e das instalações, identificando:


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(a) Não-conformidades nos procedimentos operativos adotados;

(b) Não adequação do Programa Diário de Operação - PDO e Instruções de Operação;

(c) Falhas nos sistemas de suporte à operação.

As ocorrências com anormalidades e condições especiais de operação, sem causa claramente identificada, caracterizadas pelos eventos abaixo relacionados,

originam um Relatório de Análise de Operação – RAO.

(a) Identificadas dificuldades para o atendimento das diretrizes elétricas / energéticas;

(b) Identificados problemas no controle de tensão com violação de faixas operativas em uma área ou região, com corte de carga ou esgotamento

dos recursos operativos;

(c) Identificados problemas no controle de freqüência desvio superior a 0,04 Hz x 10 min;

(d) Identificados problemas no controle de carregamento de equipamentos, com sobrecarga sustentada acima dos valores previstos nas Instruções

Operativas;

(e) Identificada violação do nível máximo de segurança de uma área, região ou sistema;

(f) Identificado problema nos recursos de suporte à operação, provocando a perda de toda informação para operação em tempo real em um ou mais

Centro de Operação do ONS, por um período superior à uma hora.

Um Relatório de Análise de Operação – RAO também poderá ser originado por solicitação de órgãos internos ao ONS ou de Agentes em função de condições

especiais do sistema, para dirimir dúvidas ou aprofundar a análise de um conjunto de ocorrências ou não conformidades com alto índice de reincidência, bem

como por recomendação de um Relatório de Análise Expedita da Operação - RAEO, em face de necessidade de aprofundamento nas análises, devido à comple-

xidade da ocorrência.

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3.3.1 - Análise da Operação da Instalação e dos Processos Operativos

Os Agentes de Transmissão, Distribuição e Consumidores Ligados Diretamente à Rede de Operação, são responsáveis por:(a) Supervisionar, comandar e executar as ações operativas nas instalações que pertençam a Rede de Operação;

(b) Coordenar, supervisionar, controlar, comandar e executar as ações operativas nas instalações, que não pertençam à Rede de Operação.

(c) Dispor de interlocutor(es) para efetuar a troca de informações de forma clara e padronizada em tempo real com um Centro de Operação do ONS,

que poderá ser em um Centro de Operação, um órgão específico ou a operação local de suas instalações;

(d) Prestar todas as informações ao Centro de Operação do ONS (COSR, COS ou COL) com o qual se relaciona sobre quaisquer situações operativas

nas suas instalações que possam vir a ter influência na Rede de Operação do ONS, tais como:

(1) Ocorrências nas suas instalações;(2) Anormalidades de funcionamento de equipamentos das instalações da Rede de Operação;(3) Perturbações decorrentes da perda de blocos de geração, de carga, de linhas de transmissão e de transformação que afetem a Rede de

Operação;(4) Restrições ao atendimento das Normas, Instruções de Operação ou determinações do ONS;(5) Restrições ao atendimento ao Programa Diário de Operação - (PDO);(6) Qualquer indisponibilidade não programada (urgência ou emergência) de seus equipamentos que fazem parte da Rede de Operação;(7) Toda indisponibilidade de unidade terminal remota, sistema de comunicação (modem e enlace), estação mestre e processador de comu-

nicação da Rede de Operação do ONS.

A - NA EXECUÇÃO DO PROGRAMA DIÁRIO DE OPERAÇÃO SÃO RESPONSÁVEIS PELA:

(a) Programação, supervisão, comando e execução de manobras para liberação e reintegração do equipamento sob intervenção, incluindo as tratativas

com outros Agentes da fronteira, bem como as manobras para sua isolação;

(b) Atendimento dos requisitos de segurança física para a intervenção (definição da área a ser isolada, execução da isolação e a liberação da área


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isolada para as equipes de manutenção);

(c) Caracterização da situação de urgência ou emergência em equipamento de sua propriedade;

(d) Somente permitir a execução de serviços em suas instalações observando o cumprimento deste documento, e instruções específicas, quer sejam

os serviços executados por seus empregados ou por terceiros;

(e) Comunicar ao Centro do ONS, com o qual se relaciona, o motivo do cancelamento de uma intervenção ocorrida no momento de sua execução;

(f) Informar de imediato ao Centro de Operação do ONS, qualquer imprevisto que venha a impedir que o equipamento liberado retorne à operação

no horário previsto;

(g) Informar, ao Centro de Operação do ONS, eventuais alterações de limites ou restrições operacionais, resultantes da intervenção;

(h) Comunicar de imediato aos Centros do ONS desligamentos em emergência, efetuados pelos operadores das instalações, devido à existência de

risco iminente à segurança da instalação ou de terceiros, sem tempo hábil para análise e autorização prévia do ONS. Posteriormente deverá ser

emitida uma de Solicitação de Intervenção, para trabalhos no equipamento indisponível;

(i) Liberar o equipamento para a operação, dentro do prazo de retorno previamente estabelecido na Solicitação de Intervenção quando de cancela-

mento por um Centro do ONS, em função de emergência na Rede de Operação.

B - NA OPERAÇÃO DAS INSTALAÇÕES DA REDE DE OPERAÇÃO SÃO RESPONSÁVEIS POR:

(a) Supervisionar, comandar e executar as ações determinadas pelos Centros de Operação do ONS para a operação da instalação;

(b) Caracterizar, quando necessário, condições de emergência na instalação e adotar imediatamente os procedimentos pertinentes;

(c) Controlar os níveis de tensão nos barramentos de tensão inferiores a 69 kV;

(d) Controlar os níveis de tensão de geração das usinas, com despacho de geração centralizado, conectadas em instalações que não pertencem à

Rede Básica ou Complementar, em comum acordo com os demais Agentes envolvidos;

(e) Informar ao Centro de Operação do ONS com o qual se relaciona:

(1) Alteração nos limites e restrições operacionais de seus equipamentos, que afetem a Rede de Operação;(2) Eventuais restrições operacionais ou para energização de equipamentos;(3) Condições e número de tentativas para religamento automático de equipamentos;

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(4) Indisponibilidade de equipamentos da Rede de Operação;(5) Impossibilidade de atendimento a orientações ou determinações operacionais do Centro do ONS, relativas à Rede de Operação;(6) As ocorrências com perda de equipamentos da Rede de Operação.

(f) Comunicar de imediato aos Centros do ONS, os desligamentos de emergência efetuados pelos operadores das instalações, devido à existência de

risco iminente à segurança da instalação ou de terceiros;

C - NO CONTROLE DA GERAÇÃO EM OPERAÇÃO NORMAL SÃO RESPONSÁVEIS POR:

(a) Supervisionar, comandar e executar as mudanças de topologia da rede determinadas pelo ONS na Rede de Operação, para viabilizar o cumpri-

mento do PDO e suas reprogramações.

(b) Informar ao Centro de Operação do ONS (COSR, COS ou COL):

(1) A limitação em equipamentos de transmissão, os horários de início e término das intervenções, manobras e ocorrências no sistema de transmissão que impliquem em restrições de geração em sua área de atuação;

(2) As indisponibilidades ou limitações de equipamentos, de conhecimento do Agente, ocorridas ou prestes a ocorrer, previstas ou não, que possam limitar a geração de usina integrada.

D - NO CONTROLE DA TRANSMISSÃO EM OPERAÇÃO NORMAL SÃO RESPONSÁVEIS POR:

(a) Supervisionar, comandar e executar, conforme orientação dos Centros do ONS:

(1) Manobras de linhas de transmissão, reatores, capacitores, excitação de compensadores, atuações nos comutadores de tapes e nos demais recursos de controle de tensão e reativo;

(2) Manobras para o controle do carregamento de seus equipamentos, visando garantir a integridade e segurança dos mesmos;

(b) Informar aos Centros de Operação do ONS com o qual se relaciona:


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(1) Indisponibilidades e restrições, ocorridas ou prestes a ocorrer, de equipamentos que afetem a operação normal da transmissão, limitem os recursos ou influam no controle de tensão;

(2) Qualquer alteração nos limites operativos de seus equipamentos, em relação aos valores informados ao ONS e da capacidade operativa constante no Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão.

(c) Devem acionar as respectivas áreas de manutenção com a maior brevidade possível, quando da constatação de defeitos que venham a restringir

a operação das fontes de reativos e/ou equipamentos de regulação de tensão.

(d) Operar os compensadores síncronos e estáticos e unidades geradoras procurando, sempre que possível, manter reserva adequada de reativo,

visando minimizar as variações transitórias de tensão em caso de contingências. Sua utilização plena só deve ocorrer quando as condições de

tensão não forem satisfatórias e depois de esgotados todos os recursos.

E - EM CONTINGÊNCIA SÃO RESPONSÁVEIS POR:

(a) Supervisionar, comandar e executar as ações operativas determinadas pelo Centro de Operação do ONS, com o qual se relaciona, para o resta-

belecimento das condições normais do sistema;

(b) Informar ao Centro de Operação do ONS com o qual se relaciona, as configurações da Rede de Operação com risco potencial para seus equipa-

mentos;

(c) Informar imediatamente ao Centro de Operação do ONS com o qual se relacionam as restrições operativas e as alterações nos limites operativos

de seus equipamentos, em função dos eventos envolvidos na contingência, devendo o ONS verificar se essas restrições ou alterações afetam os

procedimentos previstos nas Instruções de Operação.

F - NA RECOMPOSIÇÃO DA REDE DE OPERAÇÃO APÓS PERTURBAÇÃO SÃO RESPONSÁVEIS POR:

(a) Preparar as instalações para o recebimento de tensão, efetuando manobras de acordo com as instruções específicas dos mesmos;

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(b) Supervisionar, comandar e executar as ações de recomposição fluente de suas instalações, conforme definido pelo ONS, nas Instruções de Ope-

ração;

(c) Supervisionar, comandar e executar as ações de recomposição determinadas pelo ONS, na fase coordenada;

(d) Supervisionar, comandar e executar as ações de recomposição da Rede de Operação e de restabelecimento das cargas em sua área de respon-

sabilidade;

(e) Somente fazer uso de tensão que atenda às condições de energização e que seja proveniente dos circuitos estabelecidos nos sentidos de energi-

zação e na seqüência definida nas Instruções de Operação de suas instalações;

(f) Restabelecer a carga prioritária, conforme definido pelo Agente em cada fase da recomposição, até o limite pré-estabelecido nas Instruções de

Operação de suas instalações ou pelos Centros de Operação do ONS;

(g) Fazer contato com o Centro de Operação do ONS, com o qual se relaciona, quando detectar alguma anormalidade no processo de recomposição

fluente, bem como informar o término da mesma e aguardar liberação de carga adicional;

(h) Elaborar o programa de simulação de recomposição do sistema e executar e comandar as manobras em tempo real, nas instalações.

G - NA ELABORAÇÃO DO PROGRAMA DIÁRIO DA OPERAÇÃO SÃO RESPONSÁVEIS POR:

(a) Solicitar suas intervenções ao ONS;

(b) Enviar aos Agentes de Geração, as solicitações de intervenção sem desligamento ou de urgência, em instalações fora da Rede de Operação que

imponham limitações ao despacho de usinas submetidas ao despacho centralizado;

(c) Confirmar, junto aos Centros de Operação do ONS, com o qual se relaciona, as liberações para intervenções na Rede de Operação programadas

para o dia seguinte, bem como os cancelamentos de intervenções anteriormente solicitadas;

(d) Alterar sua programação de intervenções em comum acordo com o ONS, quando solicitado;

(e) Fornecer ao ONS os dados de intervenções segundo modelo constante das Rotinas Operacionais e informações complementares quando solici-

tado.


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H - ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - OPERAÇÃO DA INSTALAÇÃO E DOS PROCESSOS OPERATIVOS

- Verificar nos registros e formulários existentes na subestação, se as rotinas de operação foram atendidas.

- Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por alguma anormalidade identificada, esta executando as ações corretivas recomendadas.

- Avaliar o esquema de acionamento da manutenção em casos de emergência na subestação, quanto aos aspectos de agilidade e flexibilidade.

3.3.2 - Verificação dos Manuais, Instruções, Rotinas e Diagramas Unifilares de Operação

O Agente da Operação deve disponibilizar em suas instalações da Rede de Operação, documentação que contenha todos os procedimentos operativos determi-

nados no MPO para serem executados naquela instalação, seja através dos documentos do MPO ou, a critério do Agente, de documentação operacional própria.

As Instruções de Operação das Instalações são elaboradas pelos Agentes proprietários. Para a operação das instalações, os Agentes proprietários das mesmas

deverão disponibilizar, dentre outros, os seguintes documentos de sua competência:

(a) Manual de operação próprio, contendo as normas e instruções de operação, manobras padronizadas e outros documentos, conforme a estrutura e

organização de cada Agente. Este Manual deve contemplar as Instruções elaboradas pelo ONS ou pelo Agente proprietário da instalação relativas

à operação da mesma, em conformidade com os procedimentos estabelecidos pelo ONS para a Rede de Operação;

(b) Instruções técnicas relativas à operação dos equipamentos, proteção, serviços auxiliares e outras inerentes às instalações;

(c) Diagramas unifilares operacionais da instalação.

Nas subestações da Rede de Operação devem existir Instruções de Operação de recomposição específicas, elaboradas pelos Agentes com diretrizes do ONS, que

confiram aos operadores determinado grau de liberdade nas ações de recomposição, se possível independentemente de comunicação com Centros de Operação

de Agente ou do ONS. As responsabilidades dos Agentes na manutenção dos Manuais de Operação dos seus Centros de Operação e de suas instalações que fazem

parte da Rede de Operação, no que se refere à implantação dos procedimentos estabelecidos pelo ONS para a operação dessa Rede, são:

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(a) Incorporar os procedimentos do MPO, estabelecidos pelo ONS para serem efetivados pelas instalações ou Centros dos Agentes, no Manual de

Operação dessas instalações ou Centros.Tal incorporação pode ser feita via os próprios documentos emitidos pelo ONS ou via documentos

operativos emitidos pelos Agentes;

(b) Implantar os procedimentos operativos definidos pelo ONS junto aos operadores de seus Centros ou instalações, nos prazos definidos pelos

Centros de Operação do ONS;

(c) Manter atualizados os Manuais de Operação de suas instalações e Centros, inclusive quanto aos procedimentos de operação estabelecidos pelo o

ONS para serem efetivados pelas equipes de operação envolvidas;

(d) Informar previamente ao Centro de Operação do ONS com o qual se relaciona as modificações na configuração de suas instalações, troca de

equipamentos, modificações nos processos operativos ou qualquer outro evento com repercussões na Rede de Operação, para que o processo

de revisão da Instrução de Operação pertinente seja realizado atendendo aos prazos;

(e) Manter atualizados e encaminhar ao Centro de Operação do ONS, com o qual se relaciona, todos os diagramas unifilares operacionais das insta-

lações pertencentes à Rede de Operação de sua propriedade e suas revisões subseqüentes.

Os diagramas unifilares operacionais das instalações, emitidos pelos Agentes da Operação, devem ser elaborados de forma a atender os seguintes requisitos:

(a) Retratar da melhor forma possível a configuração física dos equipamentos e instalações. As denominações dos circuitos de saída de linhas de

transmissão devem ser escritas por extenso, acompanhadas opcionalmente pelas siglas associadas;

(b) Representar necessariamente os seguintes equipamentos: disjuntores, seccionadoras, transformadores, reatores, compensadores síncronos e

estáticos, banco de capacitores, unidades geradoras, TC, TP, bobinas de bloqueio e pára-raios;

(c) Indicar a capacidade nominal de transformadores, reatores, compensadores síncronos e estáticos, banco de capacitores e unidades geradoras;

(d) Identificar os equipamentos e barramentos da instalação, representando os mesmos graficamente (cor, espessura de traço etc.) de forma que

possa ser facilmente identificado o nível de tensão associado. A critério do Agente, poderão ser inseridos outros dados que o mesmo julgar

necessário.


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Roteiro de Fiscalização - Manuais, Instruções, Rotinas e Diagramas Unifilares de Operação

- Verificar se os manuais compreendem toda a necessidade dos operadores.

- Verificar a sua atualização, utilização e aplicabilidade.

- Verificar a existência de Normas de recomposição na instalação.

- Verificar a atualização dos diagramas unifilares operacionais e se atendem os requisitos especificados.

- Verificar se os equipamentos do pátio estão identificados conforme o diagrama unifilar operacional.

3.3.3 - Dimensionamento e Capacitação da Equipe de Operação

O processo de Normatização inclui a Capacitação do Pessoal da Operação, incluindo a elaboração, a execução e a avaliação de programas de treinamento

das equipes de operação, como forma de assegurar a efetividade dos documentos constantes do MPO. Caberá a todos Agentes da Operação (ONS, Agente de

Geração, Transmissão e Distribuição) assegurar que os operadores de sistema dos Centros de Operação que atuam na Rede de Operação, bem como os ope-

radores das Instalações que compõem a mesma, estejam devidamente habilitados para as atividades de Tempo Real contidas no MPO, através de processo de

Certificação de Competência Técnica e de Saúde Física e Mental, detalhado em Rotina específica, elaborada com a participação de todos os Agentes envolvidos

e aprovada pelo Conselho de Administração do ONS.

Para garantir a eficiência do processo de auto-restabelecimento, quando o sistema elétrico assim o permitir, os Agentes deverão, periodicamente, preparar

simulação de treinamento para os operadores, sob as condições mais realistas possíveis, no restabelecimento de usinas e subestações, conforme programa

aprovado pelo ONS.

Roteiro de Fiscalização – Dimensionamento e Capacitação da Equipe de Operação- Verificar se os operadores da instalação foram certificados e a validade da certificação.

- Verificar a atualidade do treinamento dos operadores.

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- Verificar a segurança com que os operadores utilizam os recursos disponíveis na subestação.

- Verificar o dimensionamento da equipe de operação.

- Verificar critério de desassistência da Subestação.

3.3.4 - Requisitos de Comunicação e Tele-supervisão para a Operação

A - ESPECIFICAÇÕES PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ

O sistema de telecomunicações para atender à Operação pelo ONS deverá prover serviços de comunicação de voz, conforme definido nos Procedimentos de

Rede, devendo ser oferecido em três classes de serviço, a saber:

(a) Classe A: Deverá apresentar disponibilidade de 99,98%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze

meses, e tempo máximo de atendimento de 8 horas úteis.

(b) Classe B: Deverá apresentar disponibilidade de 99%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses,

e tempo máximo de atendimento de 8 horas úteis.

(c) Classe C: Deverá apresentar disponibilidade de 95%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses,


Serviços de Telefonia Direta(a) Este serviço pode ser de acordo com qualquer das três classes anteriores.

(b) Deve possibilitar sinalização visual e auditiva com retorno de sinalização.

Serviços de Telefonia Comutada(a) Serviço oferecido somente de acordo com a classe C.


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(b) Este serviço deve possibilitar conexão discada com utilização exclusiva.

B - NECESSIDADES DE SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ As interligações de comunicação de voz, diretas, entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão, integrantes da Rede de Operação,

exceto aquelas requeridas para o funcionamento do Controle Automático de Geração, serão estabelecidas de comum acordo com os Agentes proprietários das

referidas instalações, subordinadamente aos Procedimentos de Rede.

O sistema de telecomunicações, para a execução da Operação pelo ONS, subordinado ao estabelecido no Manual de Procedimentos da Operação, deverá prover

serviços de comunicação de voz cujas interligações possíveis são explicitadas a seguir:

C - SERVIÇO DE TELEFONIA PARA OPERAÇÃO EM TEMPO REAL

Entre os Centros de Operação do ONS e os Centros de Operação dos Agentes; entre os Centros de Operação do ONS e instalações de Transmissão da Rede de

Operação, ligadas aos respectivos CAG:

(a) Serviço de telefonia direta Classe A.

Entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de Transmissão da Rede de Operação (não contempladas no item anterior), com as quais se relacionam:

(a) Serviço de telefonia direta Classe B.

(b) Serviço de telefonia comutada.

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D - ESPECIFICAÇÕES PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS

O sistema de telecomunicações para atender à Operação pelo ONS deverá prover serviços de comunicação de dados, conforme definido nos Procedimentos de

Rede, devendo ser oferecido em duas classes de serviço, a saber:





E - NECESSIDADES DE SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO DE DADOS

As interligações de comunicação de dados, diretas, entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão, integrantes da Rede de Operação,

exceto aquelas requeridas para o funcionamento do CAG, serão estabelecidas de comum acordo com os Agentes proprietários das referidas instalações, subor-

dinadamente aos Procedimentos de Rede


serviços de comunicação de dados cujas interligações possíveis são explicitadas a seguir:

F - RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE EM TEMPO REAL

Entre os Centros de Operação do ONS e instalações de Transmissão da Rede de Supervisão para atender aos requisitos de CAG:


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(a) Serviço de comunicação de dados Classe A, configurado diretamente da instalação ou através de concentrador.

Entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão da Rede de Supervisão, Consumidores e COD’s, para atender aos requisitos das funções

SCADA:

(a) Serviço de comunicação de dados Classe A, dimensionado de forma a suportar o carregamento e os requisitos de desempenho.

(b) Esse serviço poderá ser configurado diretamente entre o Centro de Operação do ONS e a instalação ou através de interligação efetuada por meio

de concentradores de dados.

Entre os Centros de Operação do ONS e instalações da Rede de Supervisão, em pontos definidos pelo ONS, para atender aos requisitos de informações com

alta taxa de aquisição para o controle de tensão e detecção de ilhamento:

(a) Serviço de comunicação de dados Classe B, dimensionado de forma a suportar o carregamento e os requisitos de desempenho.

G - ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO E TELE-SUPERVISÃO

- Verificar se a instalação possui os recursos de comunicação especificados.

- Verificar se existe procedimento já estabelecido para perda da comunicação.

- Verificar se atende o tempo mínimo de atendimento no caso de falha da comunicação.

3.4 - Adequação aos Requisitos Mínimos das Instalações de Transmissão

Novas Instalações na Rede Básica: Os requisitos técnicos mínimos se aplicam tanto para novas instalações como para novos equipamentos/sistemas a serem instalados em instalações já existentes na Rede Básica.

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Instalações já existentes na Rede Básica: Os requisitos mínimos estabelecidos, não se aplicam diretamente às instalações existentes na Rede Básica. O desempenho das instalações existentes será

monitorado de forma a identificar a distância entre os padrões de desempenho verificados e requisitos que estão sendo estabelecidos nos Procedimentos de

Rede para as novas instalações. Uma vez identificada à necessidade de adequações destas instalações, o ONS a comunica imediatamente à ANEEL. O ONS,

em conjunto com os Agentes envolvidos, empreende as ações pertinentes ao processo de definição de responsabilidade, propõe medidas corretivas e define a

data de necessidade da adequação. Durante o período entre a comunicação à ANEEL da necessidade e efetivação da adequação, deverão ser acompanhadas e

avaliadas as conseqüências para os Agentes afetados.

RESPONSABILIDADES

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL(a) Aprovar os padrões e estabelecer metas de padrões de desempenho da Rede Básica;

(b) Regulamentar os padrões de desempenho do sistema e fiscaliza o cumprimento dos mesmos;

(c) Compatibilizar os padrões de desempenho ao longo da cadeia geração, transmissão, distribuição e consumo, de forma assegurar a atribuição equilibrada

de responsabilidades.

TRANSMISSORA(a) Manter as instalações disponíveis, dentro dos padrões estabelecidos nos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão - CPST;

(b) Manter os equipamentos de controle e regulação disponíveis, com ajustes e respostas de acordo com o especificado pelo ONS com a participação do Agente

envolvido;

(c) Limitar a geração de harmônicos e desequilíbrios produzidos por equipamentos integrantes do sistema sob sua responsabilidade dentro dos limites estabe-

lecidos pelos Procedimentos de Rede;

(d) Participar dos estudos coordenados pelo ONS para o estabelecimento de Sistemas Especiais de Proteção (SEP) e implanta os esquemas e os ajustes es-

tabelecidos;


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(e) Implantar os ajustes de proteção e controle, em nível sistêmico, dentro dos valores estabelecidos pelo ONS com a participação do Agente envolvido;

(f) Definir e implantar ajustes adequados das proteções referentes às suas instalações de forma a garantir a integridade dos equipamentos, guardando seleti-

vidade com as proteções sistêmicas;

(g) Especificar e instalar equipamentos de monitoração e desenvolve as ações pertinentes relativas à qualidade da energia elétrica no sistema sob sua respon-

sabilidade;

(h) Operar e manter as instalações sob sua responsabilidade de acordo com as diretrizes constantes nos Procedimentos de Rede, no Contrato de Prestação de

Serviços de Transmissão (CPST) e nos Contratos de Conexão (CCT);

(i) Propor ampliações, reforços e melhorias necessárias ao adequado funcionamento da Rede Básica;

(j) Consolidar, junto ao ONS, os índices de disponibilidade das instalações de transmissão.

Roteiro de Fiscalização - Instalações já existentes na Rede Básica- Verificar se existem novos equipamentos/sistemas instalados, e proceder conforme item Novas Instalações da Rede Básica, para estes equipamen-

tos/sistemas.

- Verificar se a instalação atende os padrões de desempenho da Rede Básica, e em caso negativo, se foi proposto melhorias para sua adequação.

3.5 - Adequação à Segurança das Pessoas, Patrimonial e Anti-Incêndio das Instalações.

3.5.1 - Segurança Patrimonial

Conforme definido no Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica celebrado pela empresa com a União, é obrigação da

TRANSMISSORA organizar e manter atualizado o registro e inventário dos bens vinculados à concessão, nos termos estabelecidos pela regulamentação espe-

cífica expedida pela ANEEL, bem como zelar pela sua integridade.

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ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - SEGURANÇA PATRIMONIAL- Avaliar como foi o acesso a subestação, verificando os aspectos quanto ao atendimento e segurança.

a) Segurança patrimonial frágil ou limitada.

b) Cerca de proteção em estado precário.

c) Portão de acesso, distante da Casa de Comando, sem interfone.

d) Existência de casos de entrada de indivíduos na área da subestação.

- Verificar a existência de dispositivos especiais de segurança patrimonial e o seu funcionamento.

3.5.2 - Programa de Proteção Anti-Incêndio das Instalações

Proteção Contra Incêndio em Subestações – Requisitos Mínimos.

Série GRIDIS No 14 Guia: Critério para Proteção Contra Incêndio em Subestações.

CASA DE CONTROLE:- Paredes de alvenaria, teto em laje de concreto e piso de concreto sem revestimento ou com revestimento com materiais incombustíveis.

SALA DE COMANDO:- Dois extintores tipo gás carbônico de 6 kg de capacidade de carga.

- Fios elétricos colocados em eletrodutos ou canaletas.

- Abertura para cabos vedadas.

- Placas de sinalização de PERIGO em painéis de controle e cubículos de alta tensão.

- Portas abrindo para fora no sentido saída.


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SALA DE BATERIAS:- Dois extintores tipo gás carbônico de 6 kg de capacidade de carga, instalado em área externa.

- Instalações elétricas e de iluminação tipo à prova de explosão e/ou blindadas.

- Ventilação natural adequada e forçada por exaustores.

- O ambiente da sala não deve ser utilizado para outras finalidades.

- Sinalização com placas de PERIGO – PROIBIDO FUMAR.

- Equipada com meios para drenagem.

SALA DE COMUNICAÇÕES:- Dois extintores tipo 6 kg de capacidade de carga, instalado em área externa.

- Aberturas para cabos vedadas.

SALA DE CABOS:- Dois extintores tipo pó químico seco de capacidade de carga 4 kg.

- Abertura para passagem de cabos vedadas.

- Altura mínima de pé direito 2,00 metros.

SERVIÇOS AUXILIARES: (escritório, Oficina, Depósito, Circulação)- Dois extintores tipo gás carbônico de capacidade de 6 kg de carga.

COZINHA:- Um extintor de gás carbônico de capacidade de 6 kg de carga.

- Instalação do botijão de gás “GLP” instalado em área externa.

- Ambiente arejado, evitando acúmulo de gases.

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CASA DO GRUPO DE GERADORES DE EMERGÊNCIA:- Paredes de alvenaria, teto em laje de concreto e piso de concreto sem revestimento ou com revestimento com materiais incombustíveis.

- Um extintor tipo pó químico de 4 kg de capacidade de carga, instalado em área externa.

- Sinalização PERIGO – PROIBIDO FUMAR.

- Escape dos gases do gerador para fora do ambiente.

- Tubulação revestida de material isolante térmico.

- O ambiente não deve ser usado para outras finalidades.

- Depósito de combustível do lado externo e protegido contra intempéries e descarga atmosférica.

- Ambiente arejado, evitando acúmulo de gases.

- Abertura para cabos vedadas.

CASA DOS COMPENSADORES SÍNCRONOS:- Dois extintores tipo gás carbônico de 6 kg de capacidade de carga.

TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA:- Dois extintores de incêndio, sobre rodas (carreta), com carga de pó químico, capacidade 50 kg, a pressurizar com N2, rodas de borracha

extra larga.

- Parede corta fogo isolando os riscos, de altura, mínima igual a 60 cm acima do tanque conservador e comprimento total ultrapassando 50

cm, em ambos os lados, o comprimento do transformador.

- Tanque de contenção e drenagem do óleo, com dreno levando o óleo para um depósito coletor especialmente construído para este fim.

CUBÍCULOS:- Caso os extintores que protegem os transformadores estejam a mais de 20 metros, prever extintores idênticos para proteção dos cubí-

culos.


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CANALETAS:- Vedação dna passagem de cabos de um ambiente para outro.

- Fechadas com suas tampas.

PÁTIO:- Manter limpo, sem existência de plantas, matos, ervas daninhas e materiais estranhos.

CERCAS:- Toda área da subestação deve possuir cercas aterradas com sinalização de segurança do tipo PERIGO – ALTA TENSÃO.

ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - PROTEÇÃO ANTI-INCÊNDIO DAS INSTALAÇÕES

Geral:Verificar a existência e o registro das manutenções dos extintores de incêndio.

Verificar as manutenções preventivas, testes funcionais e o estado de conservação de sistema fixo de combate a incêndio.

Verificar a adequação e conservação dos abrigos de extintores do pátio da instalação.

Casa de Controle:Verificar a utilização de materiais combustíveis na construção da casa de controle.

Verificar se as aberturas para passagem de cabos estão vedadas.

Verificar a existência de botijão de gás instalados em área interna da sala.

Sala de Baterias:Verificar a existência de sistema de exaustão e luminárias à prova de explosão na sala.

Verificar a existência de materiais estranhos armazenados na sala.

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Verificar se as placas de sinalização proibindo o uso de qualquer objeto que possa provocar incêndio.

Transformadores de Potência:Verificar o posicionamento dos pára-raios nos terminais de chegada de linha e sua localização junto aos transformadores, avaliar os riscos de ocor-

rência de explosão e extensão dos danos.

Verificar a existência de barreiras corta-fogo e sistema de proteção contra incêndio para transformadores.

Verificar a existência de tanques de contenção e drenagem de óleo.

Verificar a existência de barreiras de vedação na passagem de cabos em canaletas e tubulação.

Grupo Diesel Motor – Gerador:Solicitar partida manual do grupo para confirmar a exaustão e vedação do escapamento do grupo.

Verificar se o ambiente não está sendo utilizado para outra finalidade.

Verificar a existência de depósito de combustível, do lado externo e protegido contra intempéries e descarga atmosférica.

3.5.3 - Segurança Física em Intervenções e de Terceiros

Todas as instalações devem ser mantidas adequadamente de forma a garantir que a segurança das instalações, dos equipamentos e do pessoal envolvido, não

seja comprometida. O sistema de aterramento deverá atender ao critério de solidamente aterrado.

Nas intervenções a operação é responsável por:(a) Programação, supervisão, comando e execução de manobras para liberação e reintegração do equipamento sob intervenção, incluindo as tratati-

vas com outros Agentes da fronteira, bem como as manobras para sua isolação;

(b) Atendimento dos requisitos de segurança física para a intervenção (definição da área a ser isolada, execução da isolação e a liberação da área

isolada para as equipes de manutenção);


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Devem-se estabelecer Normas de Segurança a serem seguidas pelas equipes de operação e manutenção, envolvidas com a instalação, com as necessárias

precauções de segurança a serem tomadas.

ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO – SEGURANÇA FÍSICA EM INTERVENÇÕES E DE TERCEIROS

Instalações:- Verificar existência de eventuais problemas de aterramento e estado das conexões e cabos de ligação a terra e cercas metálicas da

subestação.

- Verificar a existência de sinalização de segurança na parte externa de muros e cercas que circundam a subestação.

- Verificar a existência de seccionamento das cercas nos limites das faixas de linhas de transmissão.

- Verificar a existência de armazenamento inadequado de óleo askarel na instalação.

- Verificar a existência de descarga de óleo isolante em esgoto pluvial ou no pátio da subestação.

Arranjo de Barras e Leiaute da Subestação:- Verificar se o arranjo não apresenta problemas para a manutenção em relação à segurança do pessoal.

- Verificar se os barramentos, cabos e equipamentos não estão abaixo das alturas recomendadas pela norma.

- Verificar se o arranjo de algum barramento apresenta espaçamento inadequado para a segurança do pessoal de operação e manutenção.

Normas e Rotinas:- Verificar os esquemas de isolamento de áreas e procedimentos de segurança para a execução dos trabalhos de manutenção.

- Verificar se existem normas especificas de segurança no trabalho para a equipe de manutenção e operação.

Dispositivos de Sinalização:- Verificar a existência de sinalização de advertência e alerta de perigo, tais como adesivos, placas, luminosos, fitas de identificação, cartões,

faixas, cavaletes, cones; delimitando as áreas de risco e da subestação, informando os perigos de acidente.

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3.6 - Adequação aos Requisitos Mínimos para Novas Instalações de Transmissão

3.6.1 - Instalação da Subestação

A - CONFIGURAÇÕES DE BARRA

As configurações de barra para novas subestações da Rede Básica são estabelecidas em dois grupos, diferenciados por classe de tensão, sendo permitido

algumas variantes.

(a) Pátios de 765, 500, 440 e 345 kV: barra dupla com disjuntor e meio;

(b) Pátios 230 e 138 kV: barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves.

Os requisitos de configuração de barras para novas subestações são estabelecidos para a etapa final prevista no planejamento da expansão da instalação. Para

a etapa inicial são aceitas variantes que permitam evoluir para as configurações acima, desde que atendam aos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção,

Supervisão / Controle e de Telecomunicações. A adoção, inicial, da configuração de barra em anel simples para os pátios em 765, 500, 440 e 345 kV, deverá

permitir a evolução para configuração barra dupla com disjuntor e meio nas etapas futuras. Configurações de barra alternativas considerando, inclusive, iso-

lamento em SF-6, poderão ser adotadas desde que sejam comprovadas, pela TRANSMISSORA, através de estudos, que tenham desempenho igual ou superior

as configurações estabelecidas acima. Para subestações de sistemas radiais da Rede Básica poderá ser permitida a opção, para as configurações de barra dos

pátios de 230 e 138 kV, barra principal e transferência desde que permita a evolução para as configurações de barra estabelecidas acima.


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B - CORRENTE EM REGIME PERMANENTE

Os barramentos e equipamentos deverão suportar os valores de corrente em regime permanente definidos pelos estudos de planejamento, prevendo futuras

expansões para os pátios das subestações, para o período de concessão da instalação.

C - SISTEMA DE ATERRAMENTO

O sistema de aterramento deverá atender ao critério de solidamente aterrado.

D - CAPACIDADE DE CURTO-CIRCUITO

Os barramentos, o sistema de aterramento e os equipamentos deverão suportar os níveis de curto-circuito máximos definidos pelos estudos de planejamento

para os pátios das instalações, considerando os tempos máximos de eliminação de defeito adotados nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Super-

visão / Controle e de Telecomunicações, para o período de concessão da instalação.

E - COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO

Tensão em regime permanente:O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar o valor máximo de tensão, estabelecido na Tabela 1, para a condição

de operação em regime permanente.

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TABELA 1 – NÍVEIS DE TENSÃO (KV FASE-FASE, EFICAZ) EM CORRENTE ALTERNADA.

TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA TENSÃO MÁXIMA

230 242

345 362

440 460

500 550

765 800

Isolamento sob poluição:As instalações deverão ser isoladas de forma a atender, sob tensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classifica-

ção contida na Publicação IEC 815 – Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.

Desempenho a descargas atmosféricas:O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurar blindagem perfeita das instalações, para correntes su-

periores a 2 kA, e garantir risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos. Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às

prescrições da Norma Técnica NBR5419.

F - EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA

Rádio Interferência:O valor da tensão de rádio interferência não deve exceder 2500 µV a 1000 kHz correspondente a 1,1 vezes a tensão nominal.


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Efeito Corona:As instalações das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom.

A tensão mínima fase – terra eficaz para início e extinção de corona visual deverá assumir os seguintes valores:

(a) Pátio 765 kV: 536 kV;

(b) Pátio 500 kV: 350 kV;

(c) Pátio 440 kV: 308 kV;

(d) Pátio 345 kV: 242 kV;

(e) Pátio 230 kV: 161 kV.

3.6.2 - Equipamentos da Subestação

A - UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA

Energização das unidades transformadoras de potência:As características de saturação magnética das unidades transformadoras deverão permitir a energização tanto pelo enrolamento primário quanto pelo

enrolamento secundário.

Enrolamentos terciários:A necessidade dos enrolamentos terciários deve, mediante estudos, ser determinada pelos condicionamentos sistêmicos listados a seguir, não se

limitando aos mesmos:

(a) Instalação de suporte de reativo;

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(b) Atenuar fatores de sobretensões;

(c) Absorção de harmônico de tensão de terceira ordem.

Comutação de derivação em carga:O comutador de derivação em carga deverá ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers. Para su-

bestações novas o quantitativo e a faixa de derivações, assim como do enrolamento onde deve ser instalado o comutador em carga, são os definidos

nos estudos sistêmicos. Para novas unidades transformadoras em subestações existentes o comutador em carga deve ter as mesmas características

de derivações e de locação, das unidades transformadoras de potência existentes.

Condições Operativas:As unidades transformadoras de potência deverão ser adequadas para operação em paralelo nos terminais a serem conectadas.

Para novas unidades transformadoras de potência os procedimentos para aplicação de cargas devem atender a norma ABNT NBR 5416.

Cada unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz apresentado na Tabela 2, em

qualquer derivação de operação.

TABELA 2 – SOBREEXCITAÇÃO EM VAZIO A 60 HZ, EM QUALQUER DERIVAÇÃO DE OPERAÇÃO (VALORES EM PU DA TENSÃO DE DERIVAÇÃO)

Período Tensão (pu)

10 segundos 1,35

20 segundos 1,25

1 minuto 1,2

8 minutos 1,15

Impedância:O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser no máximo de 14% na base nominal das unidades transformadoras,

salvo quando indicado por estudos.Na definição do valor mínimo da impedância, deve-se considerar os máximos valores admissíveis de corrente de


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curto-circuito. Para as novas unidades transformadoras, em subestações existentes, os valores máximos e mínimos de impedância devem atender

as adequações de paralelismo.

Perdas:O valor das perdas totais em plena carga deve ser inferior a 0,3% da potência nominal das unidades transformadoras de potência.

Nível de ruído: Máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deverá estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.

B - BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO

Conexão:É permitida a ligação de mais de um banco de capacitores em derivação ao barramento através de uma única conexão, desde que cada banco de

capacitor seja protegido e manobrado independentemente e que seja demonstrado através de estudos de sistema que tal configuração não compro-

meta o desempenho do sistema.

Tolerâncias:Capacitância do banco - ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais

de 1% do valor médio medido das três fases.

Perdas Dielétricas:O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e freqüência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 200

oC deverá ser de no máximo 0,12 W/kVAr para capacitores sem fusíveis internos e 0,16 W/kVAr para capacitores com fusíveis internos.

Capacidade de Curto-Circuito:Todos os equipamentos e dispositivos da subestação deverão suportar as correntes de curtos-circuitos definidos pelos estudos de planejamento para

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os pátios das instalações, considerando os tempos máximos de eliminação de defeito adotados nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção,

Supervisão / Controle e de Telecomunicações, para o período de concessão da instalação, superposta com a solicitação mais severa possível decor-

rente da descarga dos capacitores devido a curtos-circuitos internos à subestação.

Energização:- Todos os equipamentos e dispositivos da subestação onde o banco é instalado deverão suportar e responder adequadamente a todas as

solicitações de correntes e tensões provenientes da energização do banco isoladamente ou na condição back-to-back para todas as con-

figurações do período de concessão da instalação;

- A energização dos bancos não poderá provocar sobretensões inaceitáveis nas subestações da Rede Básica.

C - REATORES EM DERIVAÇÃO

Tolerâncias:Impedância - ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1%

do valor médio medido das três fases.

Esquemas de Aterramento:Os reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento; estrela solidamente aterrada e estrela aterrada através de impedância.Quando

for utilizada a impedância de aterramento, a classe de isolamento do neutro do reator deverá ser dimensionada considerando este equipamento.

Perdas:O valor médio das perdas totais, à tensão e freqüência nominais, deverá ser inferior a 0,3% da potência nominal do reator.

Suportabilidade a Sobretensões:O reator deverá ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias impostos pelo sistema.


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D - BANCO DE CAPACITORES SÉRIE FIXOS

Tolerâncias:Capacitância - ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1%

do valor médio medido das três fases..

Perdas Dielétricas:O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e freqüência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20

oC deverá ser de no máximo 0,12 W/kVAr para capacitores sem fusíveis internos e 0,16 W/kVAr para capacitores com fusíveis internos.

Capacidade de Sobrecarga:Deverá atender os requisitos de norma exceto quando os estudos de sistema indicarem.

Dispositivos de Proteção:Os Bancos de Capacitores Série podem ser protegidos por dispositivos de proteção desde que haja uma reinserção do banco no sistema após uma falta, em

um tempo máximo de modo a manter-se um desempenho adequado do sistema; Esses dispositivos deverão ser dimensionados considerando-se:

- As configurações do sistema elétrico durante a concessão da instalação;- A falta externa mais crítica;- Religamento malsucedido de somente um terminal da linha onde o Banco será inserido, que resulta a condição mais crítica para o dispo-

sitivo;- A existência de linha(s) de transmissão paralela(s) fora de serviço.

By-pass do Banco Série:Será permitido o by-pass do Banco Série nas seguintes situações:

(1) Faltas internas trifásicas, bifásicas ou monofásicas;

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(2) Faltas externas trifásicas, bifásicas ou monofásicas, eliminadas em mais de 100 ms;(3) Faltas externas trifásicas, bifásicas ou monofásicas, eliminada em 100 ms, com religamento malsucedido em 600 ms e abertura, ainda

sob falta, em 700 ms.(4) Os tempos de eliminação da falta, citado neste item, poderão ser reduzidos pelos requisitos do sistema.

E - DISJUNTORES

Os disjuntores devem ter tempos máximos de interrupção de 2 ciclos para tensões de 800, 550, 460 e 362 e 3 ciclos para tensões de 242 e 145 kV de 60 Hz.

O ciclo de operação com religamento rápido deverá atender aos requisitos da norma NBR7118. Os disjuntores deverão ser capazes de efetuar, em função das

características específicas de cada aplicação e dos requisitos sistêmicos, um conjunto das seguintes operações:

(a) Abertura de linhas em vazio com sobretensão de 40%, e sob freqüência de 66 Hz, sem reacendimento de arco. Será aceito freqüência inferior a

66 Hz desde que seja comprovada a ausência da mesma nos estudos de sistema;

(b) Abertura de banco de capacitores: os disjuntores devem ser do tipo de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco” conforme designação

da norma IEC 62271-100;

(c) Abertura de pequenas correntes indutivas sem provocar sobretensões inadmissíveis aos demais equipamentos da instalação;

(d) Abertura do sistema em oposição de fases;

(e) Abertura de defeito trifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de linha;

(f) Abertura de defeito quilométrico;

(g) Abertura da corrente de curto-circuito com maior relação X/R do sistema.

Os disjuntores também deverão ser capazes de efetuar a energização de linha de transmissão e banco de capacitores em derivação, religamento das linhas de

transmissão, energização das unidades transformadoras de potência e abertura de reator em derivação, observando os limites de suportabilidade de sobretensão

dos demais equipamentos da Rede Básica e a capacidade de absorção de energia dos pára-raios envolvidos. Os disjuntores das conexões dos enrolamentos

secundários das unidades transformadoras de potência deverão ser adequados para abertura de defeito trifásico no barramento, não envolvendo terra.


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F - SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO

Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas abaixo. Devem permitir ma-

nobras de fechamento e abertura de seccionadoras e seccionadoras de aterramento, considerando eventuais tensões induzidas ressonantes de linhas de trans-

missão em paralelo, operando na condição normal com carregamento máximo ou sob defeito monofásico. As Lâminas de Terra e Chaves de Aterramento das

linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 1129.

G - PÁRA-RAIOS

Os pára-raios deverão ser do tipo estação, a óxido metálico, sem centelhador.

Devem ser instalados pára-raios, obrigatoriamente, no mínimo nas entradas de linhas de transmissão.

H - TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

As características dos transformadores de potencial, como: número de secundários, relações de tensão, carga, exatidão, etc., devem satisfazer às necessidades

dos sistemas de proteção e de medição definidos nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações.

I - TRANSFORMADORES DE CORRENTE

As características dos transformadores de corrente, como: número de secundários, relações de corrente, carga, exatidão, etc., devem satisfazer às necessidades dos

sistemas de proteção definidos nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações. Os transformadores de corrente de

tensão igual ou superior a 345 kV deverão ter características transitórias para não saturarem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos.

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3.6.3 - Linhas de Transmissão

A - REQUISITOS ELÉTRICOS

Capacidade de corrente das fases e dos cabos pára-raios e distâncias de segurança:Devem ser atendidas as diretrizes da NBR-5422, ou sua sucedânea.

A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente da corrente operativa por fase estabelecida

conforme acima e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas:

(a) Temperatura máxima média da região;

(b) Radiação solar máxima da região;

(c) Brisa não superior a 1 m/s.

Em condições climáticas mais favoráveis do que as estabelecidas, a linha de transmissão pode operar com carregamento superior à corrente estabelecida,

desde que as distâncias de segurança e as demais condições de projeto sejam respeitadas. A capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões

e demais componentes que conduzem correntes deve ser superior à corrente correspondente àquela que, nas condições climáticas estabelecidas acima, leva

os cabos condutores à temperatura de 90 oC. Nas condições climáticas estabelecidas acima, quer os cabos pára-raios sejam ou não conectados à malha de

aterramento das subestações terminais ou à resistência de pé de torre de cada estrutura, os mesmos devem ser capazes de suportar sem dano, durante o perí-

odo de concessão da linha de transmissão, à circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura da linha

de transmissão por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. Em circunstâncias especiais, caso requisitos sistêmicos assim o

determinem, poderá ser considerada a presença de outras linhas de transmissão conectadas à mesma malha de aterramento.


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Perdas Joule nos cabos:As perdas Joule nos cabos condutores devem ser mantidas dentro de limites aceitáveis por meio da utilização de cabos condutores com resistência elétrica

de seqüência positiva suficientemente reduzida. Este valor é específico de cada linha e é definido (à freqüência nominal de 60 Hz e a uma temperatura de re-

ferência) a partir de análise econômica feita com base em estudos elétricos de longo prazo que levam em conta o efeito da resistência de todas as instalações

da Rede Básica. A perda joule total de referencia nos cabos pára-raios não deverá ser superior à correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado

EAR de diâmetro 3/8”, aterrados em todas as estruturas e na malha de terra das subestações. Quando o nível de curto circuito exigir cabos pára-raios com

capacidade de corrente maior que a do cabo 3/8” EAR nas proximidades das subestações até o ponto em que o cabo 3/8” EAR suporte a corrente de curto de

retorno. Neste caso a perda joule total de referência deverá ser computada considerando o condutor especificado nas proximidades das subestações e o cabo

3/8” EAR no restante da linha.

Coordenação de isolamento:Isolamento à tensão máxima operativa - O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deve considerar as características de contaminação da

região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815. A distância específica de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 desta norma,

limitada a um mínimo de 14 mm/kV fase-fase eficazes. O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deve manter-se íntegro estando a

cadeia de isoladores em balanço sob ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30 anos. Deve ser mantida a distância mínima para evitar descarga

à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e objetos situados no limite da faixa de servidão, nas condições especificadas na NBR-5422, para

velocidade do vento e ângulo de balanço de cabos e cadeias. Isolamento a manobras - O risco de falha em manobras de energização e religamento da linha de

transmissão deve estar limitado aos valores constantes da Tabela 1.

TABELA 1 – RISCO MÁXIMO DE FALHA A MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

Manobra Risco de falha (adimensional)

Entre fase e terra Entre fases

Energização 10-3 10-4

Religamento 10-2 10-3

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Desempenho a descargas atmosféricas:Deve ser nula a quantidade de desligamentos por descargas diretas nos cabos condutores para o perfil de terreno predominante da região. Para níveis de tensão

iguais ou superiores a 345 KV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou no máximo igual a um desligamento por cem

quilômetros por ano. Para linhas de transmissão 230 KV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou no máximo igual a

dois desligamentos por cem quilômetros por ano.

Emissão eletromagnética:Corona visual - linha de transmissão, incluindo cabos, ferragens das cadeias de isoladores e os acessórios dos cabos, não deve apresentar corona visual 90%

do tempo, para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.

- Rádio-interferência - A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, para a tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para

50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deverá ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão,

conforme norma DENTEL ou sua sucedânea.

- Ruído audível - O ruído audível no limite da faixa de servidão sob tensão máxima operativa deverá ser no máximo igual a 58 dBA , em qualquer

uma das seguintes condições não simultâneas:

(a) durante chuva fina (<0,00148 mm/min);(b) durante névoa de 4 horas de duração;(c) após chuva (primeiros 15 minutos).

- Campo elétrico - O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deve ser inferior ou igual a 5 kV/m. Deve-se assegurar que

o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

- Campo magnético - O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão deve ser inferior ou igual a 67

A/m, equivalente a indução magnética de 83 µT. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da

mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

- Desequilíbrio - Linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo completo de transposição, de

preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

- Linhas de transmissão em paralelo devem ter ciclos de transposição com sentido oposto. De forma análoga, linhas de circuito duplo devem ter os


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circuitos transpostos com ciclos de transposição de sentido oposto. Caso a linha de transmissão não seja transposta, o desequilíbrio de tensão

de seqüências negativa e zero deve estar limitado a 1,5 %, em vazio e a plena carga.

B. REQUISITOS MECÂNICOS

Cargas mecânicas sobre os cabos:- Estado básico - Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% da tração de ruptura do cabo. Para condições

de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo. Para condições de vento

extremo, a tração axial deverá ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.

- Estado de tração normal (EDS) - No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de tracionamento conforme os valores indi-

cados na Norma NBR-5422.

- Estado de referência - A distância mínima ao solo do condutor “clearance“ será sem consideração de pressão de vento atuante.

- Cargas mecânicas sobre as estruturas - Para o projeto mecânico dos suportes das linhas de transmissão, os carregamentos oriundos da ação

do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região

com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta (tormentas frontais – “EPS extended pressure systems” e tormentas elétricas - “TS

Thunderstorms”).Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos os seguintes parâmetros:

(a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais de vento a 10m de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos;

(b) Velocidade máxima anual de vento a 10m de altura, com período de retorno de 150 e 250 anos, para linhas de tensão igual a 230 kV e superior, respectivamente, tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos. Se o número de anos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região;

(c) Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10m de altura, referido ao tempo de integração da média de 10 minutos;(d) Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.

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Fadiga mecânica dos cabos:- É de inteira responsabilidade do Agente de Transmissão a elaboração de estudos, o desenvolvimento e a aplicação de sistema de amortecimento

para prevenção de vibrações eólicas e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que os mesmos não estejam sujeitos a

danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.

- Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas deverão ter sua eficiência e durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua

capacidade de amortecer os diferentes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento

e sem causar danos aos cabos.

Fundações:No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura a suas fundações devem ser majoradas

pelo fator mínimo 1,10. Estas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições particulares de aplicação: Vão Gravante,

Vão de Vento, Ângulo de desvio e Fim de LT, Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações. As fundações de cada estrutura

deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre as condições específicas de seu

próprio solo de fundação. As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente

científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:

(a) Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da LT com a conseqüente elaboração do plano de investigação geotécnica;(b) Reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativamente e quantitativamente, determinando

os parâmetros geomecânicos;(c) Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto.

No cálculo das fundações deverão ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, quer no aspecto de

sensibilidade, expansibilidade ou colaptividade levando-se em conta a sazonalidade. A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécni-

co deverão ser executados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade suporte do solo à compressão, ao arrancamento

e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.


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3.6.4. Sistemas de Proteção

Com o objetivo de atender aos requisitos de confiabilidade requeridos, todas as funções a serem executadas, tanto pelos sistemas integrados, quanto por

equipamentos individuais e dedicados, devem apresentar o mesmo desempenho. Os sistemas deverão ser integrados no nível da instalação permitindo o acesso

local ou remoto de todos os seus dados, ajustes, registros de eventos, grandezas de entradas e outras informações. Esta integração não deve impor restrições

à operação dos equipamentos primários da instalação. Em instalações de transmissão novas os sistemas acima devem utilizar tecnologia digital numérica. No

caso de implantação de um novo vão em instalações de transmissão existentes, os sistemas deverão ser compatibilizados com os já instalados, devendo ser

utilizado, sempre que possível tecnologia digital numérica. Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com

bloqueio automático da atuação por defeito e sinalização local e remota de falha e defeito. Os sistemas devem possuir arquitetura aberta e utilizar protocolos de

comunicação descritos em norma, de forma a não impor restrições à ampliação futura e à integração com sistemas e equipamentos de outros fabricantes. Os

sistemas devem possuir recursos de modo a possibilitar a intervenção das equipes de manutenção evitando que seja necessário o desligamento de equipamentos

primários. Todos os equipamentos e sistemas digitais devem atender aos requisitos das normas para compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de

severidade adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão (EAT).

A. REQUISITOS TÉCNICOS DE SISTEMAS DE PROTEÇÃO

Os transformadores de corrente para alimentação dos sistemas de proteção deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição das zonas

de proteções unitárias de equipamentos primários adjacentes. A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de reta-

guarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos, é admitida excepcionalmente proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade

de sua única proteção. Cada equipamento primário, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido por, no mínimo, dois conjuntos de proteção completamen-

te independentes. Acrescenta-se, quando aplicável, a proteção intrínseca dos equipamentos. As informações de corrente e tensão para cada conjunto de proteção

(principal e alternada ou unitária e retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e secundários de transformadores de potencial

diferentes. As proteções sujeitas à operação acidental por perda de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação e alarme.

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Os conjuntos de proteção principal e alternada (ou unitária e de retaguarda) deverão ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente

contínua independentes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que possam compartilhar. Os siste-

mas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos discretos e dedicados para cada componente da instalação (linha de transmissão,

transformador, barramento, etc.) podendo os mesmos ser do tipo multifunção. Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha, defeito ou a perda de um

componente sem que isto acarrete em degradação do seu desempenho final. Os sistemas de proteção deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois

circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ou tripolar. Os sistemas de proteção deverão possuir no mínimo dois grupos de parâmetros

de ajustes selecionáveis, local e remoto.

Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção, equipamentos de teleproteção, religamento automático e sincronismo,

de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção. Os sistemas de proteção devem

possuir características de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa compatíveis com os índices de desempenho do sistema elétrico em

condições de regime ou durante perturbações. A TRANMISSORA deve realizar os estudos de coordenação da proteção de forma a confirmar o atendimento aos

requisitos descritos no item acima, bem como deve manter uma base de dados de ajustes das proteções para eventuais consultas.

B. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios, instalados em todos os terminais da linha de transmissão, necessário e suficientes para a detecção e

eliminação de todos os tipos de faltas (envolvendo ou não alta impedância de falta) e outras condições anormais de operação nas linhas de transmissão, rea-

lizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha de transmissão protegida. Os conjuntos de equipamentos instalados em todos os terminais da

linha de transmissão devem ser idênticos (mesmo fabricante, marca e modelo), não sendo admissível à utilização de equipamentos diferentes.

Esquemas de Religamento:As linhas de transmissão devem ser dotadas de esquema de religamento automático, conforme filosofia definida a seguir:

(a) O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo e número de tentativas de religamento, com duas possibilidades: tripolar e mo-

nopolar. Na posição “tripolar” qualquer ordem de disparo iniciada por proteção irá desligar os três pólos do disjuntor e iniciará o religamento


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tripolar. Na posição “monopolar”, o desligamento e o religamento dos dois terminais da linha de transmissão deverão ser monopolares para

curtos-circuitos fase-terra e tripolares para os demais tipos de curtos-circuitos. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento

será tripolar;

(b) Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deverá ser prevista a possibilidade de religamento em

qualquer dos dois disjuntores associados à linha de transmissão;

(c) Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade de ajuste de tempo morto, para religamento monopolar

e tripolar;

(d) Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, um novo ciclo somente será permitido depois de decorrido um tempo mínimo ajustável,

que se iniciará com a abertura do disjuntor;

(e) O sistema de proteção deverá ter meios para, opcionalmente, realizar somente o religamento automático quando da ocorrência de curtos-circuitos

internos fase-terra;

(f) O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamento tripolar de disjuntores, sendo composto por unidade

de verificação de sincronismo e por unidades de supervisão de subtensão e sobretensão;

(g) A colocação/retirada de serviço, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religar, em subestações com arranjo do tipo anel ou disjuntor e

meio, deverão ser realizadas através de chave seletora e/ou do sistema de supervisão e controle da estação.

Esquema de Religamento Tripolar(a) Os esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a eliminação de faltas por proteções de alta velocidade ou

instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais dos disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, falhas em

barras, atuações de proteções de falha de disjuntor, recepção de sinal de transferência de disparo direto constante do terminal remoto, atuações

de proteção de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de

linha de transmissão ou transformadores;

(b) Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (LÍDER), e deverá religar após

transcorrido o tempo morto. O outro terminal (SEGUIDOR) deverá ser religado com supervisão através de um relé verificador de sincronismo.

Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser equipados com esquemas de religamento

e relés de verificação de sincronismo;

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(c) O terminal LÍDER deverá religar somente se não houver tensão na linha de transmissão. O terminal SEGUIDOR deverá religar somente após a

verificação de sincronismo e havendo nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverá

monitorar o módulo, o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.

Esquema de Religamento Monopolar (a) Os esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas monofásicas por proteções uni-

tárias.

(b) As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada aplicação para prover a abertura monopolar para os defeitos

monofásicos internos à linha de transmissão. Em caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção de fases utilizadas deverão

ser independentes das unidades de partida e medida da proteção;

(c) Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, deverão ser bloqueadas as funções dire-

cionais de sobrecorrente de seqüências negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas de

sobrealcance, caso seja necessário. Durante este período de tempo, qualquer ordem de disparo para o disjuntor, como, por exemplo, vinda das

outras fases, deverá ser tripolar, cancelando o religamento da linha de transmissão.

Relés Verificadores de Sincronismo:Os relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar, deverão permitir o ajuste do tempo total de religamento, considerando a

contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para as respectivas classes de tensão. Além disso, deverão possibilitar

ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:

(1) Barra viva - linha morta;(2) Barra morta - linha viva;(3) Barra viva – linha viva;(4) Barra morta - linha morta.

Linhas de Transmissão 750, 500, 440 e 345kV: - Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção, do tipo proteção principal e proteção


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alternada, totalmente redundantes, provendo cada um deles completa proteção unitária e de retaguarda, ambas adequadas para a proteção da

linha de transmissão em que forem instaladas, considerando ou não a utilização de compensação série. O sistema de proteção deve ser seletivo

e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da linha de transmissão. As proteções unitárias, integrantes dos sistemas

de proteção principal e alternada devem ser capazes de realizar, individualmente e independentemente, a detecção e eliminação de faltas entre

fases e entre fases e a terra para 100% da extensão da linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo intencional.

- O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha de transmissão, não deve ex-

ceder a 100 milissegundos. Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases defeituosas para comandar

o desligamento de forma mono ou tripolar. É vetada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de

fases. No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:

(a) Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N), com pelo menos, três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para cada zona. As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial;

(b) A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas;

(c) Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de redutor de medida instalado na linha de transmissão (“line pick-up”);

(d) Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).- Se a proteção unitária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas

básicos de teleproteção:

(a) Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (PUTT);(b) Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (POTT);(c) Esquema de desbloqueio por comparação direcional (DCU);(d) Esquema de bloqueio por comparação direcional (DCB);(e) Esquema de transferência de disparo direto (DUTT).

- A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:

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(a) Os requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos nos Requisitos Técnicos dos Sistemas de Tele-comunicações;

(b) A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão e a existência ou não de compensação série;

(c) A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção utilizado;(d) Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio

temporário para evitar operação indevida durante a eliminação de faltas em linha de transmissão paralelas;(e) Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal permissivo de disparo (“echo”) e para proteção de

terminais com fraca alimentação (“weak infeed”);(f) No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando

ocorrer falha de algum canal de telecomunicação (lógica para operação monocanal);(g) Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão e recepção de sinais de teleproteção, inde-

pendentemente do meio usado na comunicação, sem risco de desligamento acidental e sem a necessidade de desligamento da linha de transmissão protegida.

- As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser gradativas, compostas por relés de distância

(21/21N), para defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo aos requisitos estabelecidos

para proteção por relés de distancia em item acima. No caso de terminais conectados a barras com arranjos do tipo disjuntor e meio ou anel, deve

ser prevista lógica para proteção do trecho da linha de transmissão que permanece energizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta

(linha de transmissão fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha de transmissão fechado(s) (“stub bus protection”).

- Todo desligamento tripolar em um terminal da linha de transmissão deve gerar um comando a ser transferido para o terminal remoto, via esquema

de transferência de disparo direto, para efetuar desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica de recepção deverá discriminar os

desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha de transmissão, daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado. As

proteções Principal e Alternada devem possuir esquema para disparo por perda de sincronismo (78). Todo terminal de linha de transmissão deve

possuir proteção Principal e Alternada para sobretensões (59) com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1

a 1,6 vezes a tensão nominal.


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(a) Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases;(b) Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

- Todo terminal de linha de transmissão deve possuir esquema para verificação de sincronismo, para supervisionar o comando de fechamento

tripolar dos disjuntores.

Linhas de Transmissão 230 kV:- Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção unitária e proteção

de retaguarda, adequadas para a proteção da linha de transmissão em que for instalada. O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado

para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da linha de transmissão. O conjunto de proteção unitária deve ser capaz de realizar,

individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da linha de transmissão

protegida, sem retardo de tempo adicional. O conjunto de proteção de retaguarda deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente,

a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, sem retardo de tempo intencional, para a maior extensão possível da linha de transmissão

protegida, considerando os limites de exatidão dos ajustes dos relés e outras características da linha de transmissão.

- O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária não deve exceder a 150 milissegundos. A proteção de retaguarda deve permitir a

eliminação de todos os tipos de faltas, mantida a coordenação com as proteções dos equipamentos adjacentes. Os conjuntos de proteção unitária

e retaguarda devem permitir a seleção para comandar o desligamento de forma mono ou tripolar. É vetada a utilização de unidades de distância

com compensação de seqüência zero para a seleção de fases. Em caso de opção pela utilização de proteções principal e alternada nestes níveis

de tensão, deverão ser aplicados os requisitos especificados para estas proteções. No caso de utilização de proteção por relés de distância, a

mesma deve possuir as seguintes funções e características:

(a) Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N), com, pelo menos três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para cada zona.As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial;

(b) A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N), com unidades instantâneas e temporizadas;

(c) Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de divisor capacitivo de potencial instalado na linha de transmissão (“line pick-up”);

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(d) Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).- Se a proteção unitária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por meio de configuração de sua lógica, aos seguintes

esquemas básicos de teleproteção:

(a) Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (“PUTT”);(b) Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (“POTT”);(c) Esquema de desbloqueio por comparação direcional (“DCU”);(d) Esquema de bloqueio por comparação direcional (“DCB”);(e) Esquema de transferência de disparo direto (“DTT”).

- A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:

(a) Os requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos nos Requisitos Técnicos dos Sistemas de Tele-comunicações;

(b) A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão e a existência ou não de derivações na linha de transmissão;

(c) A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção utilizado;(d) Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio

temporário para evitar operação indevida durante a eliminação de faltas em linhas de transmissão paralelas;(e) Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal permissivo de disparo (“echo”) e para proteção de

terminais com fraca alimentação (“weak infeed”);(f) No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando

ocorrer falha de algum canal de telecomunicação (lógica para operação monocanal);(g) Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão e recepção de sinais de teleproteção, inde-

pendentemente do meio usado na comunicação e sem risco de desligamento acidental e sem a necessidade de desligamento da linha de transmissão protegida.

- A proteção de retaguarda deve ser gradativa, composta por relés de distância para fases e para fase-terra (21/21N), complementada por relé de


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sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo aos requisitos destas proteções. No caso de utilização de relés de distância para as proteções

unitárias e de retaguarda, as unidades instantâneas da proteção de retaguarda, em conjunto com as unidades em sobrealcance da proteção de

retaguarda do outro terminal, podem ser utilizadas para formar um esquema de teleproteção, compartilhando o mesmo equipamento de teleco-

municação exigido para a proteção unitária.

- Quando necessário ou aplicável, o desligamento em um terminal da linha de transmissão deve gerar um sinal a ser transferido para o terminal

remoto, via esquema de transferência direta de disparo, para efetivar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica da recepção

deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha de transmissão, daqueles para os quais o religamento deve

ser bloqueado. Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado

independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal:

(a) Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases;(b) Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

- Todo terminal de linha de transmissão deve possuir esquema de verificação de sincronismo para supervisionar o comando de fechamento tripolar

dos disjuntores.

Linhas de Transmissão de 138 kV:As linhas de transmissão em 138 kV que pertençam a Rede Básica, devem atender, no mínimo, aos mesmos requisitos básicos dos sistemas de proteção de-

finidos para as linhas de transmissão em 230 kV. Nos casos que se justifique, poderá ser dispensada a exigência de utilização de esquemas de teleproteção,

desde que utilizados dois conjuntos independentes de proteção.

C - SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios, necessários e suficientes, para a detecção e eliminação de todos os tipos de faltas nas barras (envol-

vendo ou não alta impedância de falta), realizando a discriminação entre faltas internas e externas ao barramento protegido.

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Barramentos 750, 500, 440, 345, 230, 138kV:O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação da proteção do barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores,

não deve ser superior a 100 milissegundos para barramentos de tensões iguais ou maiores que 345 kV e 150 milissegundos para os barramentos dos níveis

de tensão inferiores. Cada barramento da instalação, nas tensões acima, deve possui pelo menos um conjunto de proteção unitária, com as seguintes funções

e características:

(a) Proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta impedância (87), ou comparação de fase, para as três fases;

(b) Ser alimentada por secundários independentes dos transformadores de corrente;(c) Possuir imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, com estabilidade para faltas externas e sen-

sibilidade para faltas internas;(d) Quando necessário, possuir sistema dedicado para limitar as sobretensões secundárias;(e) Possuir supervisão para os secundários dos transformadores de corrente dentro de sua área de proteção, com bloqueio de atuação e

alarme para o caso de abertura de circuito secundário;(f) Deve ser seletiva, desligando apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do barramento, mesmo no caso de arranjos de barra-

mento com configuração variável por manobra de seccionadoras;(g) Deve ser evitada, sempre que possível, a utilização de transformadores de corrente auxiliares.

A proteção do barramento deve atuar nos disjuntores através de relés auxiliares rápidos e em relés de bloqueio (86B), para bloquear o fechamento dos mes-

mos. Em casos de instalação de novos vãos em subestações existentes, estes deverão se adaptar à proteção de barra existente. Caso isto não seja possível, a

proteção de barra existente deverá ser substituída.

D - SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES

Compreendem o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases ou

entre espiras) em transformadores de dois e três enrolamentos ou em autotransformadores, além de prover proteção de retaguarda para falhas externas e internas à


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sua zona de proteção e dos dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de gás.

Transformadores com mais alto nível de tensão em 750, 500, 440 ou 345 kV:Todo transformador nestes níveis de tensão deve dispor de três conjuntos de proteção:

(a) Proteção principal;(b) Proteção alternada;(c) Proteção intrínseca.

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados

ao transformador pelas proteções unitárias, não deve exceder a 120 milissegundos. Para transformadores de potência igual ou superior a 100 MVA, as funções

diferenciais dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem utilizar os transformadores de corrente localizados nas buchas e a outra os transformadores

de corrente externos, respectivamente (se superpondo com as proteções dos barramentos adjacentes). As proteções unitárias integrantes dos conjuntos de

proteção Principal e Alternada devem possuir as seguintes funções e características:

(a) Proteção diferencial percentual trifásica ou três unidades monofásicas, com circuitos de restrição para tantos enrolamentos quantos ne-cessários, com bloqueio ou restrição para 2º e 5º harmônicos e unidade diferencial instantânea ajustável (87);

(b) As proteções unitárias devem atuar sobre relés de bloqueio (86T), para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador.

As proteções de retaguarda, integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem possuir as seguintes funções e características atuando nos

disjuntores através de relés de disparo de alta velocidade:

(a) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e de neutro, (50/51, 50/51N), composta por conjuntos de proteção vincula-dos a cada um dos enrolamentos do transformador;

(b) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de terra (50/51G), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada ponto de aterramento do transformador;

(c) Sobretensão de seqüência zero (64), quando necessária, para detecção de falhas à terra no enrolamento terciário, em transformadores com o terciário ligado em delta, sendo que esta função deve ser prevista apenas para alarme;

(d) Proteção de sobrecarga (50/51-OLT), com temporizador (62-OLT) independente ajustável.A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:

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(a) Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento do transformador através de relé de bloqueio (86T);

(b) Proteção para sobre temperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjuntores após temporização ajustável.

Transformadores com mais alto nível de tensão em 230 e 138 kV:Todo transformador nestes níveis de tensão deve dispor de três conjuntos independentes de proteção:

(a) Proteção unitária;(b) Proteção de retaguarda;(c) Proteção intrínseca.

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados

ao transformador, pelas proteções unitárias não deve exceder a 150 milissegundos. Estas proteções devem ter as mesmas funções e características descritas

no item anterior.

E - SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES SHUNT

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases

ou entre espiras) em reatores mono ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas linhas de transmissão ou em barramentos. Todo reator de

750, 500, 440, 345, 230 e 138 kV deve dispor de três conjuntos independentes de proteção:

(a) Proteção unitária;

(b) Proteção de retaguarda;

(c) Proteção intrínseca.

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, pelas


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proteções diferenciais não deve exceder a 100 milissegundos para reatores em tensões acima de 345kV e 150 milissegundos para reatores em tensões até

230kV. A proteção unitária deve possuir as seguintes funções e características:

(a) Proteção de sobrecorrente diferencial percentual (87R);

(b) No caso de bancos de reatores monofásicos, a proteção diferencial deve ser trifásica, com conexão por fase entre os TCs do lado da linha de

transmissão ou do barramento e os TCs do lado do neutro de cada reator;

(c) No caso de reatores trifásicos, é admitida a proteção diferencial monofásica, com conexão residual entre os TCs do lado da linha de transmissão

ou do barramento e um único TC existente no fechamento do neutro do reator. Caso existam TCs por fase no lado de neutro, a proteção diferencial

deve ser trifásica.

A proteção de retaguarda deve possuir as seguintes funções e características:

(a) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e neutro (50/51 e 50/51N), localizada no lado da linha de transmissão ou do barra-

mento do reator;

(b) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de terra (50/51G) no aterramento do neutro do reator.

A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:

(a) Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V),

ambas promovendo o desligamento do reator através de relé de bloqueio (86T);

(b) Proteção para sobre temperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como

contatos para disparo dos disjuntores após temporização ajustável.

As proteções do reator devem atuar sobre relé de bloqueio (86R), para:

(a) No caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s), abrir e bloquear o fechamento do(s) disjuntor(es) do reator;

(b) No caso de reatores diretamente conectados a linha de transmissão, abrir e bloquear o fechamento do(s) disjuntor(es) do terminal local da linha de

transmissão associada, e enviar transferência direta de disparo promovendo a abertura e o bloqueio de fechamento dos disjuntores remotos.

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F - SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO

O sistema de proteção de banco de capacitores em derivação deve levar em consideração a potência em MVAr, a configuração do banco, a quantidade e carac-

terísticas das unidades capacitivas e o nível de tensão. Os requisitos aqui definidos se aplicam aos bancos de capacitores de tensão igual ou superior a 138 kV.

O tempo total de eliminação de faltas no circuito entre o barramento e o banco de capacitores, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés

auxiliares e o tempo de abertura do disjuntor, não deve exceder a 150 milissegundos. O sistema de proteção deve atender aos seguintes requisitos de caráter

geral:

(a) As unidades capacitivas devem ser dotadas de proteção intrínseca para defeitos internos e de resistores próprios com a finalidade de promover

a descarga do banco em tempo hábil;

(b) Ser seletivo para faltas externas no sistema elétrico e imune a transitórios oriundos de chaveamentos e à presença de harmônicos;

(c) Durante as manobras de bancos de capacitores, devem ser previstas, se necessário, condições de bloqueio de unidades instantâneas de relés de

sobrecorrente de retaguarda, para evitar operações indevidas.

O sistema de proteção para a eliminação de todos os tipos de curtos-circuitos shunt no circuito entre o barramento e o banco de capacitores propriamente

dito, incluindo defeitos oriundos do estabelecimento de arco elétrico entre “racks“ capacitivos, deve ser composto por relés de sobrecorrente com unidades

instantâneas e temporizadas de fase e de terra (50/51), (50/51N). Adicionalmente, deve ser prevista a extensão para este circuito, da proteção diferencial de

barramento da subestação (87). O sistema de proteção para sobretensões permanentes, oriundas do sistema elétrico, deve ser efetuado através de relés de

sobretensão de fase (59), podendo-se utilizar para este fim proteção de sobretensão de barra, caso a mesma tenha sido prevista para a instalação. O sistema

deve prover proteção para desequilíbrios que possam causar sobretensões danosas às unidades capacitivas. Estas proteções deverão atuar em relés de bloqueio

próprios dos bancos de capacitores.


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G - SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE

Os bancos de capacitores série devem ser protegidos de acordo com a recomendação de seu fabricante, possuindo no mínimo as seguintes proteções, atuando

através de relés de bloqueio próprios:

(a) Proteção para ressonância subsíncrona;

(b) Proteção para desequilíbrio de corrente;

(c) Proteção para sobrecorrente no “GAP” ou “MOV”;

(d) Proteção para descargas à plataforma;

(e) Proteção para sobrecarga.

H - SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR

Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detectores de corrente, temporizadores e relés de

bloqueio, com as seguintes características:

(a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam sobre o disjuntor protegido;

(b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes da atuação no relé de bloqueio;

(c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falha, em

caso de recusa de abertura do disjuntor;

(d) Possuir sensores de sobrecorrente de fase e terra, ajustáveis, de alta relação operação/desoperação e temporizadores ajustáveis.

Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como transformadores e reatores, devem permitir a inicialização através

de sinais de operação das proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existem níveis de corrente suficientes para sensibilizar as unidades de

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supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor. Nestes casos, devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de

estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os

tipos de defeitos nestes equipamentos, inclusive aqueles não capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema. O tempo total

de eliminação de faltas pelo esquema de falha de disjuntores, incluindo o tempo de operação do relé de proteção (50/62BF), dos relés auxiliares e o tempo de

abertura dos disjuntores, não deve exceder a 250 milissegundos para os níveis de tensão de 750, 500 e 440 kV, e a 300 milissegundos para os níveis de ten-

são de 345, 230 e 138 kV. A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso,

suficientes para a eliminação da falha, promovendo, quando necessário, a transferência direta de disparo para o(s) disjuntor(es) remoto(s).

No caso de barramento com configuração variável por manobras de seccionadoras, a proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configu-

rações, de modo a desconectar apenas a seção defeituosa. Os relés auxiliares de desligamento devem ter o tempo de operação de 3 milissegundos na tensão

nominal, e ser fornecidos com contatos disponíveis para:

(a) Comandar disparo local (bobinas de desligamento 1 e 2);

(b) Chavear transmissores;

(c) Partir religamento;

(d) Iniciar a proteção de falha de disjuntor, quando aplicável;

(e) Acionar o alarme e a partida do registrador digital de perturbação;

(f) Acionar uma entrada digital do sistema de supervisão/controle.

I - DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA

A TRANSMISSORA deve manter a documentação técnica das instalações de transmissão pertencentes à Rede Básica disponível para consulta quando requerida,

incluindo:

(a) Diagramas funcionais;


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(b) Diagramas de blocos;

(c) Diagramas unifilares e trifilares;

(d) Vistas de painéis, diagramas de legenda;

(e) Listas de materiais, circuitos internos dos dispositivos;

(f) Manuais de operação e catálogos dos equipamentos;

(g) Memórias de cálculo dos ajustes das proteções;

(h) Relatórios de ensaios, inclusive os realizados na fase de comissionamento.

3.6.5 - Sistemas de Registro de Perturbações

O sistema de registro de perturbações compõe-se dos seguintes subsistemas:

(a) Registradores digitais de perturbação (RDP) localizados nas subestações;

(b) Quando necessário, concentrador de dados local e rede de comunicação, para a coleta e armazenamento dos dados dos diversos registradores

instalados na subestação;

(c) Concentrador de dados central (remoto), para a coleta e armazenamento dos dados oriundos das diversas subestações, com recursos para exe-

cução da análise dos registros de perturbações;

(d) Recursos de comunicação interligando o concentrador de dado central aos concentradores de dados das diversas subestações, ou diretamente

aos RDP, quando não for necessária a utilização de concentrador de dados local na subestação.

O subsistema de registro digital de perturbações nas subestações deve se constituir de um ou mais registradores digitais de perturbações (RDP), independentes

das demais funções de proteção, controle ou supervisão, contemplando as seguintes funções:

(a) Aquisição e armazenamento de correntes e tensões (canais analógicos);

(b) Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais);

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(c) Localização de faltas em linhas de transmissão;

(d) Comunicação para a transferência dos dados do RDP para o concentrador local ou independente, para acesso remoto desde o concentrador de

dados central.

As funções acima devem permitir, quando da ocorrência de uma falta no sistema elétrico, a análise do comportamento das grandezas elétricas, do desempenho

da proteção, além da indicação da distância em que a falta ocorreu. Para as novas instalações de transmissão devem ser previstos registradores digitais de

perturbação com configuração de canais de entradas analógicas (corrente e tensão) e entradas digitais suficientes para permitir o completo monitoramento e

registro, de acordo com os requisitos descritos nos Requisitos Mínimos de Registro. Para novos vãos em instalações de transmissão existentes, devem ser

previstos registradores digitais de perturbação para o monitoramento dos novos vãos instalados, ou a expansão dos registradores existentes, de acordo com os

requisitos descritos nos Requisitos Mínimos de Registro. Os registradores digitais de perturbação acrescidos nas instalações de transmissão existentes deverão

ser integrados ao sistema de coleta de dados existente (concentrador de dados local ou acesso remoto).

A - DESCRIÇÃO FUNCIONAL

Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e corrente) devem ser amostradas em intervalos de tempo regulares

atendendo aos requisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital e armazenadas em memória. Em situação normal,

o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas analógicas e digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por

amostras mais recentes (“buffer“ circular), mantendo sempre um quadro completo dos dados abrangendo um intervalo de tempo igual ao tempo de pré-falta

ajustado. Havendo o disparo do RDP, os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente arquivados em memória do próprio registrador. Durante a

fase de armazenamento dos dados de falta, os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum

evento, mesmo que este tempo seja muito pequeno.

Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as amostragens efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de

pós-falta, até que se esgote o tempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coleta de dados relativa àquela ocor-

rência. Os dados referentes a uma perturbação devem estar armazenados em memória própria, devendo ser possível, quando solicitado, a sua transmissão para


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análise remota, por meio do concentrador de dados local ou acesso remoto, manual ou automaticamente. O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e

autodiagnóstico contínuo.

B - DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES

O RDP deve ser disparado para a memorização na ocorrência de qualquer uma das condições listadas a seguir, ou por qualquer combinação delas, devendo ser

livremente configurável (programável) pelo usuário:

(a) Disparo por variação do estado da proteção;

(b) Disparo por violação de limites operacionais;

(c) Disparo por lógica digital;

(d) Disparo manual, local ou remoto.

O disparo do RDP deve ser feito através de sensores próprios, por rotina computacional, por contatos externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo

deve ser configurável, local e remotamente.

C - SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO

Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro. O RDP

deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, de forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de

Posicionamento por Satélites (GPS), com erro máximo inferior a um milissegundo.

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D - REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA

A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídas do RDP de emissões eletromagnéticas. O RDP deverá atender as normas de

compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalações de transmissão de EAT.

E - CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA

As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal de entrada e o seu registro inferior a dois milissegundos. As entradas ana-

lógicas devem possuir as seguintes características:

(a) Ser configuráveis para corrente e tensão;

(b) Possuir tempo de atraso entre quaisquer canais menor do que um grau elétrico, referido à 60 Hz.

As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:

TABELA 1 – CARACTERÍSTICAS DAS ENTRADAS DE TENSÃO

CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS

Tensão nominal (Vn) 115 e 115/ √ 3 V

Faixa de medição 0 a 2,0Vn

Sobretensão permanente 2,0 Vn

Faixa de resposta de freqüência com assimetria total ± 1dB 1 a 1000 Hz

Erro de ângulo de fase ≤ 1,0 milissegundo

Exatidão da amplitude do registro ≤ 2,0%

Consumo da entrada ≤ 2,0 VA

Resolução do dado menor ou igual a 1% a 60 Hz


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As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:

TABELA 2 – CARACTERÍSTICAS DAS ENTRADAS DE CORRENTE


Corrente nominal (In) 1 ou 5 A rms

Faixa de medição 0 a 20 In

Detecção de corrente contínua até a saturação:

• Com 1 In 1,5 segundos

• Com 20 In 50 milissegundos

Sobrecorrente:

• Permanente 2 In

• 1 segundo 20 In

Erro de ângulo de fase de registro ≤ 1,0 milissegundo

Exatidão amplitude:

• De 0 a 1 In ≤ 1%


Consumo individual ≤ 2,0 VA

A exatidão e os erros de ângulo de fase mencionados nas tabelas acima, referem-se à relação entre o sinal de entrada e o seu registro apresentado no programa

de análise. As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos:

(a) Defeito no sistema;

(b) Registrador disparado;

(c) Falha na comunicação remota;

(d) 75% de sua capacidade de armazenar esgotada;

(e) Indicação de estado de operação normal.

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F - CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS

O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso

de várias faltas consecutivas dispararem o registrador. O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 milissegundos de dados

de pré-falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000 milissegundos. O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido depois

da desoperação dos sensores e de transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova

perturbação, o registrador deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o tempo já transcorrido da anterior.

G - REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO

O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções de comunicação local e remota. Nos locais com mais de um RDP, os mesmos

deverão estar interligados em rede. Um concentrador de dados local conectado a esta rede realizará a função de comunicação com o concentrador de dados

central. Nos locais onde já existe rede de oscilografia, os novos equipamentos deverão ser integrados à mesma. A transferência remota dos dados poderá

ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade dos mesmos. O

descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por solicitação. O protocolo de comunicação deve estar de acordo com a norma ISO

aplicável, ser aberto ao usuário e formalmente descrito de modo que, caso necessário, se possa conectar o RDP a outros sistemas digitais já existentes ou a

serem desenvolvidos.

H - REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO

Terminais de linha de transmissão de 750, 500, 440 e 345 kV:Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:

(a) Correntes das três fases e corrente residual da LT;


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(b) Tensões das três fases e tensão residual.Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:

(a) Desligamento pela proteção unitária principal de fases;(b) Desligamento pela proteção de retaguarda principal de fases;(c) Desligamento pela proteção unitária alternada de fases;(d) Desligamento pela proteção de retaguarda alternada de fases;(e) Desligamento pela proteção unitária principal de terra;(f) Desligamento pela proteção de retaguarda principal de terra;(g) Desligamento pela proteção unitária alternada de terra;(h) Desligamento pela proteção de retaguarda alternada de terra;(i) Desligamento pela proteção principal de sobretensão;(j) Desligamento pela proteção alternada de sobretensão;(k) Desligamento pela proteção para perda de sincronismo;(l) Recepção de sinais de teleproteção;(m) Transmissão de sinais de teleproteção;(n) Atuação de bloqueio por oscilação de potência;(o) Atuação de religamento automático;(p) Atuação do esquema de falha de disjuntor;(q) Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

Terminais de linha de transmissão de 230 e 138kV:Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:

(a) Correntes das três fases e corrente residual da linha de transmissão;(b) Tensões das três fases e tensão residual da linha de transmissão.

Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:

(a) Desligamento pela proteção unitária de fases;

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(b) Desligamento pela proteção retaguarda de fases;(c) Desligamento pela proteção unitária de terra;(d) Desligamento pela proteção retaguarda de terra;(e) Desligamento pela proteção unitária de sobretensão;(f) Desligamento pela proteção de retaguarda de sobretensão;(g) Recepção de sinais de teleproteção;(h) Transmissão de sinais de teleproteção;(i) Atuação de bloqueio por oscilação de potência;(j) Atuação de religamento automático;(k) Atuação do esquema de falha de disjuntor;(l) Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

Barramentos de 750, 550, 440, 345, 230 e 138kV:Deverão ser supervisionadas, por seção de barramento, as seguintes grandezas digitais:

(a) Desligamento pela proteção – fase A;(b) Desligamento pela proteção – fase B;(c) Desligamento pela proteção – fase C.

Transformadores com mais alto nível de tensão em 750, 500, 440 e 345 kV:Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:

(a) Correntes das três fases do lado de AT;(b) Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de três enrolamentos e transformadores

ou autotransformadores de interligação;(c) Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.


(a) Desligamento pela proteção unitária principal;


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(b) Desligamento pela proteção unitária alternada;(c) Desligamento pela proteção de retaguarda principal;(d) Desligamento pela proteção de retaguarda alternada;(e) Desligamento pelas proteções de neutro principal;(f) Desligamento pelas proteções de neutro alternada;(g) Desligamento pelas proteções intrínsecas.

Transformadores com mais alto nível de tensão em 230 e 138 kV:Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:

(a) Correntes das três fases do lado de AT;(b) Correntes das três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de três enrolamentos e transformadores

ou autotransformadores de interligação;(c) Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.


(a) Desligamento pela proteção unitária;(b) Desligamento pela proteção de retaguarda;(c) Desligamento pela proteção de neutro, para cada ponto de aterramento;(d) Desligamento pelas proteções intrínsecas.

Reatores de 750, 500, 440, 345, 230 e 138 kV:Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:

(a) Correntes das três fases;(b) Corrente de seqüência zero.


(a) Desligamento pela proteção unitária;(b) Desligamento pela proteção de retaguarda de fases;

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(c) Desligamento pela proteção de retaguarda de neutro;(d) Desligamento pelas proteções intrínsecas.

Banco de capacitores em derivação:Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:

(a) Correntes das três fases do banco;(b) Corrente ou tensão de seqüência zero por ponto de aterramento, se houver.


(a) Desligamento pela proteção unitária;(b) Desligamento pela proteção de retaguarda;(c) Desligamento pela proteção de neutro, por ponto de aterramento;(d) Desligamento pela proteção de desequilíbrio de corrente.

Banco de capacitores série:Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:

(a) Correntes das três fases do banco;(b) Corrente do “GAP” ou “MOV”;(c) Corrente de descarga para plataforma.


(a) Desligamento pela proteção de descarga para plataforma;(b) Desligamento pela proteção de sobrecarga;(c) Desligamento pela proteção para ressonância subsíncrona;(d) Atuação da proteção de sobrecorrente do “GAP” ou “MOV”.


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3.6.6 - Sistemas de Telecomunicações

A - REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÃO PARA TELEPROTEÇÃO

A teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído e quando da ruptura de condutores da linha

de transmissão (utilização de lógica de “unblocking”). Os equipamentos de teleproteção devem possuir chaves de testes de modo a permitir intervenção nos

mesmos sem que seja necessário desligar a linha de transmissão.

Teleproteção do 750, 500, 440 e 345 kV: Deverão ser utilizados equipamentos de telecomunicação independentes e redundantes para a proteção Principal e Alternada, preferencialmente utilizando meios

físicos de transmissão independentes, de forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via. Cada

equipamento de comunicação deve possuir no mínimo dois canais de teleproteção. Desta forma, a proteção da linha de transmissão contará, no mínimo, com

quatro canais de teleproteção, sendo dois associados à proteção Principal e dois associados à proteção Alternada. Os esquemas de transferência de disparo

direto, em cada proteção, deverão ser realizados através da utilização de dois canais de comunicação de cada uma delas. As saídas dos receptores de transfe-

rência de disparo deverão ser ligadas em série, de tal forma que ambas as unidades deverão receber o sinal antes de executar o comando de disparo. Deverá

ser prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais de comunicação. Os canais de transferência de disparo permanecerão

permanentemente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (quando da ocorrência de falha na abertura de disjuntores, atuação de proteções de rea-

tores, proteções de sobretensão, etc.) e temporariamente acionados quando atuados pelas proteções de linha de transmissão. A lógica de recepção de sinal de

transferência de disparo deverá acionar um relé auxiliar de disparo de alta velocidade. O esquema de recepção deverá ter meios para identificar os sinais de

transferência de disparo direto para os quais o religamento automático deve ser permitido, daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido. Em

esquemas de teleproteção baseados em unidades de medidas em sobrealcance, um dos canais de cada proteção deverá ser acionado pelas unidades de medida

de sobrealcance da proteção de linha de transmissão. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de comparação direcional por sinal de bloqueio estes

canais serão acionados por unidades de medida reversas das proteções de linha de transmissão. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas

de subalcance, estes canais serão acionados pelas unidades de medida de subalcance das proteções de linha de transmissão. Os canais de telecomunicação

deverão ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações. O tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento

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no terminal oposto deve ser menor que 15 milissegundos. Deverá ser previsto o registro de transmissão e recepção de sinais associados à atuação da telepro-

teção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando facilitar a análise de ocorrências pós-distúrbios.

Teleproteção do 230 e 138 kV:Devem ser previstos para a proteção unitária no mínimo dois canais independentes, atendendo aos requisitos definidos para os equipamentos de teleproteção

das linhas de transmissão de tensão igual ou superior a 345 kV, onde aplicável.

B - REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE DADOS

As funções de supervisão/controle, proteção (parametrização remota, oscilografia, localização de falta, etc.) e registro de perturbações devem utilizar enlaces de

telecomunicação distintos e dimensionados de forma a suportar o carregamento imposto pela respectiva função. As interligações de dados entre as instalações

de transmissão e o(s) centro(s) de operação, tanto do ONS quanto das TRANSMISSORAS envolvidas, devem ser implementadas conforme especificado nos

Requisitos de Tele-supervisão para a Operação.

C - REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE VOZ

Os serviços de transmissão de voz entre as instalações de transmissão e os centros de operação, tanto do ONS quanto das TRANSMISSORAS envolvidas, devem

ser implementados conforme os requisitos estabelecidos nos Requisitos de Telecomunicações.

D - REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE SUPRIMENTO DE ENERGIA

O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as seguintes características:


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(a) Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação;

(b) Dois bancos de baterias com autonomia total de, no mínimo, 12 horas, dimensionados para a carga total de todos os equipamentos de telecomu-

nicações instalados;

(c) No caso de utilização de baterias chumbo-ácidas, os bancos de baterias deverão estar acondicionados em ambiente especial, isolado das demais

instalações e com sistema de exaustão de gases;

(d) As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de baterias em carga e todos os equipamentos de

telecomunicações, com margem de mais 30% no dimensionamento.

3.6.7 - Sistemas de Supervisão/Controle

A TRANSMISSORA deve prover um conjunto de recursos de supervisão e controle que pode ser constituído de um Sistema de Supervisão e Controle Local

(SSCL) ou uma Unidade Terminal Remota (UTR) e, eventualmente, outros equipamentos dedicados necessários para atender aos requisitos aqui especificados

para interconexão com o(s) centro(s) de operação designado(s) pelo ONS. Notar que, em algumas instalações, estes recursos poderão se resumir em apenas

uma UTR, dispensando outros sistemas, desde que atendidos todos os requisitos de interconexão com o ONS, aqui apresentados. Ao longo deste texto, estes

equipamentos e sistemas serão genericamente designados por recursos de supervisão e controle da instalação. A critério da TRANSMISSORA, estes recursos

poderão incluir, também, o conjunto de equipamentos, acessórios, software e outros necessários à execução das funções de supervisão/controle local ou remoto

da instalação a partir de um centro de operação da TRANSMISSORA ou de sala de controle remota, sem detrimento das funções citadas acima.

Compreende critérios de supervisão e controle a serem atendidos por agentes concessionários dos equipamentos de transmissão, quando da ampliação de insta-

lações (subestações) já existentes e/ou pertencentes a outros agentes. Os recursos de supervisão e controle da instalação deverão ser suficientes para garantir

a operação segura e eficiente da mesma, seja ela executada de forma local ou remota. Em particular, a interconexão com o ONS deve atender aos requisitos

definidos nos Requisitos de Tele-supervisão para a Operação. Desta forma, os recursos de supervisão e controle da instalação deverão incluir um conjunto de

equipamentos, funções e acessórios necessários e suficientes para:

(a) Aquisição de dados, incluindo grandezas digitais e analógicas;

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(b) Registro seqüencial dos eventos operativos (SOE) verificados na operação da instalação;

(c) Interconexão simultânea com um ou mais centros de operação remotos, permitindo a transmissão das informações coletadas (dados digitais,

grandezas analógicas e seqüência de eventos) e recepção de telecomandos;

(d) Comando remoto, seja de manobra ou de seleção, dos equipamentos da instalação, através do envio do sinal de comando a partir de um eventual

centro de operação ou sala de controle remota;

(e) Relógio interno com exatidão mínima de 1 ms, sincronizado através de sinal de satélite (GPS).

Em cada instalação de transmissão, os recursos de supervisão e controle devem ser configurados de forma a atender a diferentes requisitos de taxa de aquisição

de dados, conforme especificado nos Requisitos de Tele-supervisão para a Operação.

A - AQUISIÇÃO DE GRANDEZAS ANALÓGICAS

A disponibilização das grandezas analógicas para os centros remotos deve ser por varredura com período parametrizável. Eventualmente, podem ser utilizadas

técnicas de transmissão por exceção, desde que suportadas pelo protocolo de comunicação. Quando utilizada banda morta, esta deve ser configurável por

grandeza.

B - AQUISIÇÃO DE DADOS DIGITAIS

Toda a aquisição de dados digitais deve ser feita com selo de tempo. A exatidão do selo de tempo deve ser tal que o erro não pode ser maior que 1 ms e a

capacidade de resolução entre eventos deve ser de, no mínimo, 1 ms. O relógio interno a ser utilizado para a base de tempo do selo de tempo deve atender ao

requisito de precisão anteriormente especificado.

C - REGISTRO SEQÜENCIAL DE EVENTOS


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O registro seqüencial de eventos deve monitorar todos os principais pontos da instalação de forma a permitir uma plena análise da ocorrência. O relógio interno

e o selo de tempo utilizado devem ter a mesma exatidão e resolução especificadas para a aquisição de dados digitais.

D - COMANDO REMOTO

Dependendo de decisão da TRANSMISSORA, os recursos de supervisão e controle da instalação poderão ter conexão com um eventual centro de controle remoto

da TRANSMISSORA ou por ela contratado para operar seus equipamentos de forma a permitir a operação da instalação via sinais de comando enviados por tal

centro remoto, além da transferência de dados e informações da instalação.

3.6.8 - Tele-Supervisão para Operação

A - INTERLIGAÇÃO DE DADOS

É responsabilidade do Agente prover todas as interligações de dados necessárias para atender os requisitos de supervisão e controle especificados.

b. Funções de Supervisão e Controle do ONS Os recursos de supervisão e controle requeridos aos diversos Agentes visam prover informações e telecomando

aos centros de operação do ONS de forma a viabilizar a execução, nestes Centros, de uma série de funções, classificadas em:

Funções Básicas:(a) SCADA – Supervisão, Controle e Aquisição de Dados:

(1) Aquisição de dados, incluindo telemedições e variações de estado;(2) Tratamento dos dados primários;

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(3) Tratamento de atributos de qualidade dos dados;(4) Cálculo de grandezas derivadas de telemedições e/ou variações de estado;(5) Verificação de limites e geração de alarmes;(6) Integralização de telemedições e de grandezas derivadas;(7) Registro de alarmes e eventos;(8) Seqüenciamento de eventos (SOE);(9) Controle remoto de equipamentos para viabilizar o Controle Automático de Geração (CAG) e o Controle Automático de Tensão (CAT);(10) Sincronismo de Tempo;(11) Distribuição de dados.

(b) Monitoração e Controle da Geração:

(1) Controle Automático de Geração (CAG) convencional e hierárquico - freqüência e intercâmbio;(2) Monitoração e controle da reserva operativa;(3) Monitoração do desempenho do CAG;(4) Controle de erro de Tempo.

(c) Monitoração e Coordenação do Perfil de Tensão:

Aplicações de otimização da utilização dos recursos de reativos, que poderão, em instalações estratégicas e especiais para a manutenção do perfil de tensão sistêmico, requerer, de forma automática, o acionamento remoto de tap de transformador.

(d) Funções de análise de rede:

Em regime permanente:(i) tempo real: configurador de rede, estimador de estado, redutor de redes, análise de contingência, fluxo de potência e reprogramação

corretiva;(ii) modo estudo: configurador de rede, modelador de rede, fluxo de potência do operador, redutor de rede, análise de contingência e fluxo

de potência ótimo.(e) Histórico:

1) Registro:(i) estado do sistema elétrico;


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(ii) estado do sistema de telemedição;(iii) estado do sistema hidrológico;(iv) programação da operação;(v) violações, alarmes e desvios da programação.

(2) Visualização:(i) de todas as amostragens de um item por intervalo de tempo;(ii) de um conjunto de itens amostrados em um determinado instante.

(f) Interfaces com a Programação, Planejamento, Pré-Operação e Pós-Operação:

(1) Alimentação do ambiente de tempo real com a programação;(2) Alimentação das funções de análise de redes (controle preventivo);(3) Alimentação das funções de análise da qualidade da operação.

(g) Simulador para treinamento de operadores

Funções Complementares:(a) Monitoração e Coordenação do Perfil de Tensão:

Ações do controle automático de tensão para atuação remota em síncronos e em compensadores estáticos controláveis (FACTS);(b) Funções de análise de rede:

Análise Dinâmica:(i) tensão;(ii) transitórios.

(c) Sistemas especializados para tratamento de alarmes;

(d) Sistemas especializados para recomposição após perturbação.

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C - REQUISITOS GERAIS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

É de exclusiva responsabilidade dos Agentes com equipamentos na Rede de Supervisão, instalar os equipamentos de medição e controle e disponibilizar todas

as informações a um ou mais centros de operação designados pelo ONS, conforme requisitos aqui especificados, incluindo o protocolo de comunicação e os

tempos de aquisição. Exceto quando explicitamente dito em contrário, todas as informações transferidas pelos Agentes para o ONS devem estar em valor de

engenharia correspondentes aos dados coletados nas instalações, não sendo aceitável qualquer outro tipo de processamento prévio. Entende-se como proces-

samento prévio cálculos do tipo:

(a) Cálculos a partir de outras informações;

(b) Filtragens, como por exemplo, resultados do estimador de estado.

D - IDENTIFICAÇÃO DAS GRANDEZAS A SEREM TELEMEDIDAS E DOS TELECONTROLES DA REDE DE SUPERVISÃO

Informações para a Supervisão do Sistema Elétrico:Para cada equipamento da Rede de Supervisão, as seguintes informações de grandezas analógicas e de sinalizações de estado deverão ser transferidas para o

Centro de Operação Controlador da Área conforme especificado a seguir:

(a) Medições Analógicas

(1) Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos centros de operação;(2) O período de transferência deverá ser parametrizável por centro, devendo os sistemas ser projetados para suportar períodos de pelo

menos 4 segundos;(3) As seguintes informações deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação:

(i) uma (01) medição do módulo de tensão fase-fase1 em kV de cada barramento que possa formar um nó elétrico ou, caso venha a ser adotado o arranjo em anel, uma medição do módulo de tensão fase-fase1 em kV nos terminais de cada equipamento que a ele se conectem (linhas de transmissão, transformadores, etc.);


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(ii) uma (01) medição do módulo de tensão fase-fase (A medição de tensão deverá ser reportada ao ONS como sendo fase-fase, no entanto, este valor poderá ser obtido por cálculo a partir de uma medição fase-neutro) em kV no ponto de conexão entre a linha de transmissão e a(s) compensação(ões) série, caso a instalação contemple compensação série na(s) linha(s);

(iii) nas linhas de transmissão, uma (01) medição do módulo de tensão fase-fase1 em kV no ponto de conexão entre a compen-sação série estática e a variável (l), se aplicável;

(iv) uma (01) medição do módulo de tensão fase-fase1 em kV de cada gerador (lado de baixa);(v) Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr nos terminais de todas as linhas transmissão; (vi) Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr e corrente em Ampère do primário e secundário de transformadores;(vii) Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr e corrente em Ampère do terciário de transformadores que tenham cargas

conectadas;(viii) No caso de transformadores abaixadores, na fronteira da Rede de Supervisão, basta medição no lado de alta da potência

trifásica em MW e reativa em MVAr e da corrente em Ampère;(ix) potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr por gerador; (x) posição de tap de transformadores equipados com comutadores sob carga, desde que tecnicamente viável; Nos casos em que

se constate este tipo de inviabilidade, esta deverá ser eliminada quando da substituição do transformador;(xi) corrente em Ampère nos terminais de todas as linhas de transmissão;(xii) corrente em Ampère nos eletrodos de terra dos elos de corrente contínua;(xiii) potência trifásica reativa em MVAr de todos equipamentos de compensação reativa dinâmicos, tais como compensadores

síncronos e compensadores estáticos controláveis;(xiv) freqüência em Hz nos principais barramentos.

(b) Sinalização de estado com selo de tempo de:

(1) Todas as chaves e disjuntores utilizadas na subestação, incluindo-se chaves de “by pass”, sendo que para as chaves não é necessário o selo de tempo;

(2) Estado operacional de unidades geradoras, incluindo:(i) operando sob CAG;(ii) operando em manual;

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(iii) operando em vazio;(iv) operando como síncrono;(v) parada;

(3) Estado operacional e alarmes dos equipamentos utilizados nos esquemas especiais de proteção; No caso dos esquemas terem atuações em instalações fora da Rede de Supervisão, serão buscadas alternativas de monitoração, definidas em comum acordo entre o ONS e o Agente;

(4) Indicação de atuação de disjuntores pela proteção ou por ação do operador;(5) Relés de bloqueio;(6) Estado operacional de dispositivos de controle de FACTS, tais como os power oscillation dampers das compensações série de linhas;(7) Estado dos comutadores sob carga (em automático/manual/remoto);(8) Alarmes de temperatura de rotor e estator de compensadores síncronos;(9) Alarmes de temperatura de enrolamento e óleo de transformadores e reatores;(10) Estado operacional de unidades terminais remotas, sistemas de supervisão e controle local e de concentradores de dados.

(c) Ainda com relação à sinalização de estado, deve-se observar os seguintes requisitos:

(1) Todas as sinalizações devem ser reportadas por exceção;(2) O sistema de supervisão e controle da instalação ou a unidade terminal remota deverá estar apto a responder a varreduras de integridade

feitas pelo ONS que poderão ser periódicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 1 hora, sob demanda ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle do ONS;

(3) Os sistemas de supervisão e controle local ou as unidades terminais remotas de cada instalação com equipamentos na Rede de Su-pervisão deverão ser capazes de armazenar o selo de tempo das sinalizações com uma exatidão melhor ou igual a 1 milissegundo, com sincronismo por GPS.

E - REQUISITOS DE TELECOMANDO PARA O CONTROLE DE TENSÃO

Por razões sistêmicas, o controle de tensão poderá ser feito através de Controles Automáticos de Tensão – CAT instalados em Centros de Operação do ONS ,

telecomandando, em instalações relevantes, os seguintes equipamentos de controle de tensão:


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(a) Compensadores síncronos;

(b) Compensadores estáticos controláveis;

(c) Comutadores sob carga de transformadores.

O ONS definirá a relação de equipamentos que deverão ter este tipo de controle, a qual será registrada em rotina específica. Dentre os telecomandos realizados

pelos CAT, exclui-se toda e qualquer ação de energização e desenergização de equipamentos, sendo ainda resguardados pela atuação desses CAT, os limites

operativos dos equipamentos declarados pelos seus Agentes proprietários.

Exatidão da Medição:Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de precisão garanta uma exatidão mínima de 1% e as demais de 2%. Tal exa-

tidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital,

etc.

Idade do Dado:Define-se como “idade máxima do dado” o tempo máximo decorrido entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção no(s)

centro(s) designado(s) pelo ONS. O tempo necessário para a chegada de um dado ao centro designado pelo ONS inclui o tempo de aquisição do dado na ins-

talação, processamento da grandeza e sua transmissão através dos enlaces de comunicação até o centro. A idade máxima de um dado coletado por varredura

(periodicamente) deve ser inferior à soma do tempo de varredura do mesmo adicionado de:

(a) 4 segundos em média;(b) 10 segundos no máximo.

A “idade máxima de um dado coletado por exceção” deve ser inferior a 8 segundos.

Parametrizações:Todos os períodos de aquisição acima especificados devem ser parametrizáveis, sendo que os valores apresentados se constituem em níveis mínimos.

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Banda Morta:Sempre que os dados analógicos aquisitados e transferidos para o ONS forem filtrados por banda morta, o valor da mesma deve ser definido de comum acordo

entre o ONS e o Agente.

Interligação de DadosOs recursos especificados neste subitem devem ser disponibilizados, conforme apropriado, através das seguintes interligações de dados:

(a) Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle;(b) Interligações para atender aos requisitos do controle automático de geração.

F - IDENTIFICAÇÃO DAS INFORMAÇÕES PARA O SEQÜENCIAMENTO DE EVENTOS

Interligação de Dados:Os recursos especificados neste subitem devem ser disponibilizados através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de

supervisão e controle.

Resolução e Exatidão do Selo de Tempo:Entende-se como resolução a capacidade de discriminar eventos ocorridos em tempos distintos. Entende-se por exatidão o grau de aproximação do selo de

tempo ao tempo absoluto de ocorrência do evento. As unidades terminais remotas ou os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes

de armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos menor ou igual a 5 milissegundos. Valores de resolução menores

a este poderão ser estabelecidos pelo ONS em conjunto com os Agentes desde que venha a ser comprovada a sua viabilidade no 0tocante à disponibilidade

de recursos tecnológicos a custos adequados. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deverá ser menor ou igual 1 milissegundo, respeitando o

estabelecido nas disposições transitórias. A base de tempo utilizada para o registro da seqüência de eventos deve ser a mesma utilizada para a definição do

selo de tempo das sinalizações de estado, respeitando o estabelecido nas disposições transitórias.


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Conjunto de Informações:Sempre que o equipamento dispuser das proteções abaixo citadas, as seguintes informações deverão ser armazenadas e transferidas pelo Agente proprietário

para o ONS:

(a) Transformadores/Autotransformadores:

(1) Disparo da proteção de sobrecorrente do comutador sob carga;(2) Disparo por sobretemperatura do óleo - 2º estágio;(3) Disparo por sobretemperatura do enrolamento - 2º estágio (por enrolamento);(4) Disparo da proteção de gás - 2º estágio;(5) Disparo da proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento terciário em ligação delta;(6) Alarme de falha no sistema de ventilação forçada;(7) Alarme de discrepância de posição de derivação (quando da operação paralela);(8) Alarme de bloqueio de comutador de derivações;(9) Disparo da válvula de alívio de pressão;(10) Disparo da proteção de gás do comutador de derivações;(11) Disparo da proteção diferencial (por fase);(12) Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro (por enrolamento);(13) Disparo do relé de bloqueio;

(b) Reatores:

(1) Disparo da proteção de sobretemperatura do óleo - 2º estágio;(2) Disparo da proteção de sobretemperatura do enrolamento - 2º estágio;(3) Disparo da proteção de gás - 2º estágio;(4) Disparo da válvula de alívio de pressão;(5) Disparo da proteção diferencial (por fase);(6) Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro;(7) Disparo do relê de bloqueio;

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(c) Bancos de Capacitores:

(1) Disparo da proteção de desequilíbrio de neutro – 2º estágio;(2) Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro;(3) Disparo da proteção de sobretensão;(4) Disparo do relê de bloqueio;

(d) Linhas de Transmissão:

(1) Partida da proteção principal de fase (por fase);(2) Disparo da proteção principal de fase;(3) Partida da proteção alternada de fase (por fase);(4) Disparo da proteção alternada de fase;(5) Partida da proteção principal de neutro (por fase)(6) Disparo da proteção principal de neutro;(7) Partida da proteção alternada de neutro (por fase);(8) Disparo da proteção alternada de neutro;(9) Partida do religamento automático;(10) Disparo do esquema de falha dos disjuntores;(11) Disparo por sobretensão;(12) Alarme de bloqueio por oscilação de potência;(13) Disparo da proteção para perda de sincronismo;(14) Alarme de transmissão de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;(15) Alarme de transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção;(16) Alarme de recepção de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;(17) Disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção;(18) Alarme de bloqueio por falha de fusível;(19) Disparo da 2ª zona da proteção de distância;


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(20) Disparo da 3ª zona da proteção de distância;(21) Disparo da 4ª zona da proteção de distancia;(22) Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada;(23) Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea;(24) Disparo do relé de bloqueio;

(e) Barramentos:

(1) Proteção da proteção diferencial (por fase);(2) Disparo da proteção de sobretensão;(3) Disparo do relé de bloqueio;

(f) Compensadores síncronos:

(1) Disparo da proteção diferencial (por fase);(2) Disparo da proteção de desequilíbrio de corrente do estator;(3) Disparo da proteção de perda de excitação (perda de campo);(4) Disparo da proteção de falta à terra no estator;(5) Disparo da proteção de falta à terra no rotor;(6) Disparo da proteção de sobretemperatura do estator e rotor;(7) Disparo da proteção de sobretensão;(8) Disparo da proteção de subfreqüência;(9) Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro;(10) Disparo do relé de bloqueio;

(g) Compensadores estáticos:

(1) Para os equipamentos componentes do compensador, incluindo o transformador abaixador, reatores e capacitores:(i) disparo das proteções intrínsecas dos equipamentos, conforme especificado para o respectivo equipamento;

(2) Para os equipamentos controlados por tiristor:(i) disparo da proteção de faltas à terra no compensador;(ii) disparo da proteção para faltas no módulo capacitor;

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(iii) disparo da proteção para faltas no módulo reator;(iv) disparo da proteção para desequilíbrio de corrente ou tensão para cada módulo de filtro;(v) alarme de falha da refrigeração dos tiristores;(vi) disparo da proteção de seqüência negativa dos tiristores – 2º estágio;

(3) Serviços auxiliares – CA/CC:(i) alarme de desligamento do disjuntor de interligação;(ii) alarme de desligamento dos disjuntores dos alimentadores das barras;(4) Disparo do relê de bloqueio;

(h) Disjuntores:

(1) Alarme de mudança de posição;(2) Alarme de falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento;(3) Disparo da proteção de discordância de polos;(4) Alarme de fechamento bloqueado;(5) Alarme de abertura bloqueada;(6) Alarme de fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação;(7) Alarme de baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio);(8) Alarme de baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio);(9) Alarme de recarga de ar insuficiente;(10) Disparo da proteção de falha do disjuntor;(11) Alarme de sobrecarga do disjuntor central;(12) Disparo do relê de bloqueio;

(i) Sistemas Especiais de Proteção (ECS, ECE e ERAC):

(1) Todos os disparos e alarmes;(j) Geradores:

(1) Disparo da proteção diferencial do gerador;(2) Disparo da proteção diferencial do transformador elevador;


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(3) Disparo da proteção diferencial geral (diferencial da unidade ou total);(4) Disparo da proteção diferencial de fase dividida;(5) Disparo da proteção de desequilíbrio de corrente (seqüência negativa);(6) Disparo da proteção para perda de excitação (perda de campo);(7) Disparo da proteção de retaguarda;(8) Disparo da proteção de faltas à terra no estator – 100%;(9) Disparo de proteção de faltas à terra no estator – 95%;(10) Disparo da proteção de sobretensão;(11) Disparo da proteção de sobre-excitação (Volt/Hz);(12) Disparo da proteção para motorização (Potência inversa);(13) Disparo da proteção de faltas à terra no rotor;(14) Disparo da proteção de desbalanço de tensão;(15) Disparo da proteção de sobrefreqüência/subfreqüência;(16) Disparo da proteção de perda de sincronismo;(17) Disparo da proteção de sobrecorrente de terra temporizada;(18) Disparo do relê de bloqueio;

(k) Bancos de capacitores série:

(1) Disparo da proteção de sobrecarga;(2) Disparo da proteção de subharmônicas;(3) Disparo da proteção do centelhador;(4) Disparo da proteção de desbalanço de tensão;(5) Disparo da proteção de fuga para a plataforma.

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G - IDENTIFICAÇÃO DE EQUIPAMENTOS EM INSTALAÇÕES ELÉTRICAS

Os equipamentos elétricos pertencentes à Rede de Supervisão, excetuando-se linha e ramal de linha, são identificados univocamente na base de dados do ONS,

tendo por base a concatenação da identificação da instalação elétrica, o tipo de equipamento, o nível de tensão e o código operacional do equipamento inter-

namente à instalação. Incluem-se nesta regra, além de equipamentos como transformadores, reatores, compensadores, etc., as chaves, disjuntores e seções

de barra. Na base de dados do ONS, a identificação de linha e ramal de linha é feita através das siglas das instalações terminais (incluindo a instalação de

derivação, no caso de ramal) e respectiva designação de circuito que pode ter até 2 caracteres alfanuméricos. A ordem das siglas na identificação de linha é

a proposta pelo agente.

Na base de dados dos SSC do ONS, o código operacional do equipamento é uma seqüência de até 5 caracteres alfanuméricos capaz de identificá-lo univocamente

no conjunto de equipamentos da mesma instalação, do mesmo tipo de equipamento, e do mesmo nível de tensão. Não são incluídos nesta seqüência de até cinco

caracteres informações complementares tais como instalação local ou remota, tipo de equipamento, nível de tensão e código de equipamento associado, quando

utilizadas no código. A utilização destas informações complementares no código de equipamento nas bases de dados do ONS será definida na rotina abaixo

citada. O código operacional de equipamento constante da base de dados do ONS será preferencialmente igual ao código utilizado pelos agentes no diagrama

unifilar operacional, caso este atenda ao limite de quantidade de caracteres estabelecido neste procedimento. Em caráter extraordinário, caso o Agente utilize

no código do equipamento, mais de 5 caracteres, são selecionados 5 caracteres para compor o código do equipamento a ser utilizado pelo ONS e que portanto

deve resultar em identificação de equipamento unívoca na base dados do ONS.

O Agente responsável pela integração de novos equipamentos na Rede de Supervisão deve informar ao ONS, o mais cedo possível, a regra de nomenclatura

operacional a ser utilizada para identificação dos mesmos, visando determinar como será feita sua identificação na base do ONS. Caso o ONS verifique que,

seguindo as regras especificadas neste documento, resultará em identificação na base do ONS diferente da identificação proposta pelo Agente, a ponto de

representar risco para operação, o Agente deverá entrar em entendimentos com o ONS visando obter uma identificação aceitável por ambas as partes.


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3.6.9 - Telecomunicações

A - ESPECIFICAÇÕES PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ

O sistema de telecomunicações para atender à Operação pelo ONS deverá prover serviços de comunicação de voz, conforme definido nos Procedimentos de

Rede, devendo ser oferecido em três classes de serviço, a saber:





(c) Classe C: Deverá apresentar disponibilidade de 95%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses,


Serviços de Telefonia Direta:(a) Este serviço pode ser de acordo com qualquer das três Classes anteriores.

(b) Deve possibilitar sinalização visual e auditiva com retorno de sinalização.

Serviços de Telefonia Comutada:(a) Serviço oferecido somente de acordo com a Classe C.


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B - NECESSIDADES DE SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ O sistema de telecomunicações, para a execução da Operação pelo ONS, subordinado ao estabelecido no Manual de Procedimentos da Operação, deverá prover

serviços de comunicação de voz cujas interligações com as instalações de transmissão são explicitadas a seguir:

(a) Entre a instalação de transmissão e o COSR/COS;

(b) Entre a instalação de transmissão e o COL;

(c) Entre a instalação de transmissão e instalação de geração.

As interligações de comunicação de voz, diretas, entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão e de geração, integrantes da Rede de

Operação, exceto aquelas requeridas para o funcionamento do Controle Automático de Geração - CAG, serão estabelecidas de comum acordo com os Agentes

proprietários das referidas instalações.

C - SERVIÇO DE TELEFONIA PARA OPERAÇÃO EM TEMPO REAL

Entre os Centros de Operação do ONS e os Centros de Operação dos Agentes; entre os Centros de Operação do ONS e instalações de Transmissão e Geração

da Rede de Operação, ligadas aos respectivos CAG:


Entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de Transmissão e Geração da Rede de Operação (não contempladas no item anterior), com as quais se

relacionam:



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Entre os Centros de Operação do ONS e os COD’s com os quais se relacionam e entre os Centros de Operação do ONS e os Consumidores com os quais se

relacionam.



D - SERVIÇO DE TELEFONIA PARA SUPERVISÃO DE TELECOMUNICAÇÕES

Entre os Centros de Operação do ONS e a localidade indicada pelo Agente como sendo a interlocutora para assuntos ligados à supervisão de telecomunica-

ções:


(b) A critério do ONS, esse serviço poderá ser atendido por um Serviço de telefonia comutada.

E - ESPECIFICAÇÕES PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS

O sistema de telecomunicações para atender à Operação pelo ONS deverá prover serviços de comunicação de dados, conforme definido nos Procedimentos de

Rede, devendo ser oferecido em duas classes de serviço, a saber:





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3.6.10 - Necessidades de serviços de transmissão de dados


serviços de comunicação de dados cujas interligações possíveis com as instalações de transmissão são explicitadas a seguir:



(c) Entre a instalação de transmissão e COSR/COS para o Controle Automático de Geração.

As interligações de comunicação de dados, diretas, entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão e de geração, integrantes da Rede de

Operação, exceto aquelas requeridas para o funcionamento do Controle Automático de Geração - CAG, serão estabelecidas de comum acordo com os Agentes

proprietários das referidas instalações.

3.6.11 - Recursos de comunicação de dados para supervisão e controle em tempo real


(a) Serviço de comunicação de dados Classe A, configurado diretamente da instalação ou através de concentrador conforme Requisitos Básicos para

Supervisão e Controle.

Entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão para atender aos requisitos das funções SCADA:

(a) Serviço de comunicação de dados Classe A, dimensionado de forma a suportar o carregamento e os requisitos de desempenho impostos pelas

funções descritas nos Requisitos Básicos para Supervisão e Controle.


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(b) Esse serviço poderá ser configurado diretamente entre o Centro de Operação do ONS e a instalação ou através de interligação efetuada por meio

de concentradores de dados, conforme descrito nos Requisitos Básicos para Supervisão e Controle.

3.6.12 - Roteiro de Fiscalização - Novas Instalações de Transmissão

- Verificar se a TRANSMISSORA atendeu os requisitos mínimos na construção da instalação.

- Verificar se a instalação atende os padrões de desempenho da Rede Básica, e em caso negativo, se foi proposto melhorias para sua adequação.

4 - RELATÓRIOS

4.1 - Relatório de Fiscalização

O relatório apresentado a seguir é um exemplo para a elaboração do relatório de fiscalização de instalação de transmissão. Sempre que for executada uma

fiscalização será necessário, a elaboração do relatório, independente da constatação de Não Conformidades, sendo que neste caso deve-se informar está cons-

tatação. Para os casos de Não Conformidades, as descrições das Constatações devem atender as seguintes orientações a seguir:

a) Deverá ter a descrição e localização clara e objetiva da instalação, setor ou equipamento objeto da Não Conformidade e se possível incluir fotos.

b) Informar o Artigo de Lei, Resolução ANEEL e/ou item do Contrato de Concessão que embasam a constatação de Não Conformidade e o prazo para

sua regularização.

c) Se for necessário a inclusão de uma Determinação informar o prazo para o cumprimento desta.

d) Em caso de Recomendação, não será necessário definição de prazo para o seu atendimento.

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4.1.1 - Relatório de Fiscalização – Sem constatação de Não Conformidades

RELATÓRIO DE FISCALIZAÇÃO

RF- XXXXX -35/2001-SFE

I – OBJETIVOS

FISCALIZAÇÃO DA SUBESTAÇÃO XXXXXXXX – XXXXX

Verificar a prestação de serviço adequado, satisfazendo às condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, modernidade das técnicas, dos equipamentos e da instalação e a

sua conservação, conforme estabelecido na Lei n° 8.987 de 13 de fevereiro de 1995, nas normas pertinentes e no contrato de concessão. Atualização dos dados cadastrais da instalação.

Avaliar a organização, métodos e processos, recursos humanos e materiais das técnicas da empresa. Verificar o desempenho dos sistemas e dos equipamentos da instalação. Identificar

fatores que estão prejudicando ou possam vir a prejudicar a qualidade dos serviços de transmissão de energia elétrica.

II - METODOLOGIA E ABRANGÊNCIA

Os procedimentos técnicos utilizados foram: Avaliação do questionário encaminhado pelas empresas. Levantamento dos dados cadastrais dos equipamentos principais da instalação.

Entrevistas com operadores e encarregados de turno da empresa. Vistoria da instalação compreendendo; operação; instalações gerais; equipamentos principais; equipamentos auxiliares;

comando controle, proteção e medição de faturamento; sistema de supervisão para centro de operação (instalações na subestação) e telecomunicações. Exame de diagramas unifilares;

relatórios periódicos de operação; relatórios estatísticos de avaliação do desempenho da operação e de avaliação do desempenho de equipamentos; relatórios específicos de avaliação de

desligamentos, perturbações e ocorrências, de manutenção de transformadores e disjuntores; manuais e instruções de operação e manutenção; histórico do desempenho dos relés, dispo-

sitivos e equipamentos da instalação.

III - INFORMAÇÕES DA FISCALIZAÇÃO

A fiscalização foi realizada no período de 21/11/2001 a 21/11/2001 pela seguinte equipe técnica:

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- XXXXXX XXXXXXXX XXXXXXXX - SFE/ANEEL - Coordenador

- XXXXXX XXXXXXXXXX XX XXXXXXXX - SFE/ANEEL


IV - INFORMAÇÕES DO AGENTE

Empresa:

Endereço:

Telefone:

V - CONSTATAÇÕES

V.1 - Técnica

Constatação (C.1) - Aspectos de Segurança (Das pessoas e das instalações)

Verificou-se que no período das 6:00 às 18:00 horas não há vigilância na subestação, sendo o acesso às suas dependências precedido de identificação via interfone junto ao portão de

entrada.

Constatou-se que não havendo acionamento remoto para manobras do referido portão, sua abertura, para o acesso a SE, é realizada pelo próprio adentrante, o que denota uma vulnerabi-

lidade à segurança física da instalação.

Recomendações (R.1)

Recomenda-se instalar sistema de acionamento remoto para abertura do portão de entrada da subestação, de modo a aumentar a segurança física desta instalação.

VI - CONCLUSÃO

Com base na fiscalização realizada, onde foram observados aspectos gerais relativos a operação, a manutenção, a segurança da instalação e ainda considerando as informações prestadas

pela TRANSMISSORA, conclui-se que, de forma geral, as instalações, os recursos humanos e demais recursos presentes na Subestação apresentam-se condizentes com as necessidades

exigidas para a operação da referida subestação na Rede Básica do Sistema Elétrico Brasileiro.

VII - EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO

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XXXX XXXXXXXXXX XXXXXXX XXXX XXXXXXXXXXX XX XXXXXXX

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Coordenador

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XXXXXXXXXXX XXXXXX XXXXXXXX

4.1.2 Relatório de Fiscalização – Com constatação de Não Conformidades


RF-XXXXX-14/2001-SF

I - OBJETIVOS

FISCALIZAÇÃO DA SE XXXXXXXXXXX – XXXXX

Verificar a prestação de serviço adequado, satisfazendo às condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, modernidade das técnicas, dos equipamentos e da instalação e a

sua conservação, conforme estabelecido na Lei n° 8.987 de 13 de fevereiro de 1995, nas normas pertinentes e no contrato de concessão. Atualização dos dados cadastrais da instalação.

Avaliar a organização, métodos e processos, recursos humanos e materiais das técnicas da empresa. Verificar o desempenho dos sistemas e dos equipamentos da instalação. Identificar

fatores que estão prejudicando ou possam vir a prejudicar a qualidade dos serviços de transmissão de energia elétrica.

II - METODOLOGIA E ABRANGÊNCIA


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Os procedimentos técnicos utilizados foram: Avaliação do questionário encaminhado pelas empresas. Levantamento dos dados cadastrais dos equipamentos principais da instalação.

Entrevistas com operadores e encarregados de turno da empresa. Vistoria da instalação compreendendo; operação; instalações gerais; equipamentos principais; equipamentos auxiliares;

comando controle, proteção e medição de faturamento; sistema de supervisão para centro de operação (instalações na subestação) e telecomunicações.

Exame de diagramas unifilares; relatórios periódicos de operação; relatórios estatísticos de avaliação do desempenho da operação e de avaliação do desempenho de equipamentos; relatórios

específicos de avaliação de desligamentos, perturbações e ocorrências, de manutenção de transformadores e disjuntores; manuais e instruções de operação e manutenção; histórico do

desempenho dos relés, dispositivos e equipamentos da instalação.

III - INFORMAÇÕES DA FISCALIZAÇÃO

A fiscalização foi realizada no período de 21/11/2001 a 21/11/2001 pela seguinte equipe técnica:

ANEEL

- XXXXXX XXXXXXXX XXXXXXXX - SFE/ANEEL - Coordenador



IV - INFORMAÇÕES DO AGENTE

Empresa:

Endereço:

Telefone:

V – CONSTATAÇÕES

V.1 – Técnica

Constatação (C.1) – Subestações

Foto Geral da Instalação

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Constatação (C.2) - Aspectos Técnicos Operacionais

Os arranjos apresentam problemas para a manutenção, pois os barramentos estão abaixo das alturas recomendadas pela norma. Esta situação compromete principalmente a segurança do

pessoal, alem da flexibilidade e rapidez da manutenção, existindo dificuldade de acesso e movimentação de ferramental e veículos na área junto ao barramento dos Bancos de Capacitores

e na área de 138 kV.

Não-Conformidade (N.1)

Não atendimento à distância mínima de segurança para execução de serviços em regime desenergizado conforme estabelecido na norma IEEE.

Não cumprir o inciso XIV do artigo 6º da Resolução ANEEL 63/2004

Prazo para regularização: 365 dias

Determinação (D.1)

A empresa deverá modificar o arranjo da subestação de modo a permitir o acesso das equipes de manutenção aos equipamentos sem comprometer a segurança pessoal e a movimentação

de ferramental e veículos. Prazo para cumprimento: 365 dias

Constatação (C.3) - Outros Aspectos

Relativamente aos demais aspectos de Operação, Conservação e Manutenção, Instalações Gerais, Confiabilidade e Segurança, Adequação Operacional e Tecnológica, Equipamentos

Principais e Auxiliares, Comando e Controle, Proteção e Medição de Faturamento, Sistemas de Supervisão e Telecomunicações, que foram objeto de verificação nessa ação fiscalizadora,

não foram encontradas outras irregularidades.

VI - CONCLUSÃO


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De forma geral a prestação do serviço na subestação é adequado, satisfazendo as condições de regularidade, continuidade, eficiência e segurança desejados. A subestação está bem

conservada - terreno, gramados e brita, assim como as instalações elétricas e civis - e com a manutenção de suas instalações, equipamentos e instrumentação em dia. As tecnologias

utilizadas e os recursos disponíveis para a operação, proteção, comando e controle, são adequados para a boa prestação do serviço e propiciam confiabilidade e segurança à operação

da subestação. O sistema de gerenciamento e controle da manutenção e a otimização dos métodos e processos aplicados são bastante adequados tendo em vista o baixo índice de

indisponibilidade dos equipamentos e a quase inexistência de intervenções corretivas.

VII - EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO

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XXXX XXXXXXXXXX XXXXXXX XXXX XXXXXXXXXXX XX XXXXXXX

Coordenador

_______________________________________________________

XXXXXXXXXXX XXXXXX XXXXXXXX

4.2 - Relatório de Acompanhamento

O relatório apresentado a seguir é um exemplo de relatório de acompanhamento de fiscalização de instalação de transmissão. O Relatório de Acompanhamento

é gerado pelo sistema, e deve ser encaminhado as TRANSMISSORAS sempre que for executada uma atualização, até a data de regularização das Não Confor-

midades e conseqüente arquivamento do Relatório de Fiscalização.


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I - INFORMAÇÕES DO AGENTE

Empresa:

Endereço:

Telefone:

Fax:

Home Page:

II - CONSTATAÇÕES

II.1 - Técnica

Constatação (C.1) - Área de Manutenção de Subestações

Foto 1

CONSERVAÇÃO GERAL DA SUBESTAÇÃO

A conservação geral da subestação deixa a desejar. Os principais pontos a serem melhorados são:

- Não existem pontos de combate a incêndio na subestação.

- Identificação operativa de equipamentos (placa) e de fases precária.

- Tampas de concreto danificadas e com ferragem expostas e tampas metálicas e suas guias de apoio em más condições devido à corrosão.

- Cabos de aterramento dos equipamentos desprendidos ao longo do suporte devido à corrosão.

- Distribuição irregular de brita e ausência em alguns locais.

- Cerca em mau estado de conservação em alguns locais.


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De maneira geral, em virtude da corrosão, os cabos de aterramento dos suportes dos equipamentos estão soltos devido ao rompimento dos conectores.

A foto 2 mostra um detalhe do cabo de aterramento da base de equipamento solto no suporte de concreto devido a ruptura do conector de fixação devido a corrosão.

Foto 2


Não cumprir o inciso XIV do artigo 6º da Resolução ANEEL 63/2004


Manifestação do Agente Fiscalizado com relação a Não-Conformidade (N.1)

31/01/2002 - Carta CC - XX 0012/2002, conforme consta do processo 48500.003700/01-71.

Parecer do Agente Fiscalizador

18/04/2002 - Aguardar cumprimento da Determinação (D.1).


Projetar e providenciar a instalação de equipamentos e dispositivos de combate a incêndio na subestação.

Prazo para cumprimento: 150 dias

Manifestação do Agente Fiscalizado com relação a Determinação (D.1)

31/01/2002 - A Empresa elaborará projeto e instalação dos referidos extintores.Prazo: Out/2002.

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18/04/2002 - Prazo concedido para Out/2002.


15/10/2002 - A Empresa elaborará projeto e instalação dos referidos extintores. Projeto Concluído. Equipamento em processo de aquisição. Prazo: Março/2003.


06/12/2002 - Prazo concedido para Março/2003.

Recomendações (R.1)

Elaborar programa de manutenção para solução dos aspectos de conservação, especialmente quanto a:

-Identificação dos equipamentos e faseamento.

-Recuperação das tampas das canaletas.

-Complementação da brita e espalhamento uniforme.

-Substituição dos conectores de descida dos cabos de aterramento.

Manifestação do Agente Fiscalizado com relação a Recomendação (R.1)

31/01/2002 - Todos os módulos e bays (trafos e linhas); equipamentos (cs’s e dj’s) e faseamento já foram devidamente identificados através de pintura padronizada.

Em andamento análise e projeto de alteração do modelo de apoio das tampas metálicas e em concreto, em função do trânsito de veículos pesados. Prazo: 12/2002.

Serviço executado.

Serviço em andamento. Prazo: 04/2002.


18/04/2002 - Prazo concedido para Dez/2002.


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Manifestação do Agente Fiscalizado com relação a Recomendação (R.1)

15/10/2002 - Todos os módulos e bays (trafos e linhas); equipamentos (cs’s e dj’s) e faseamento já foram devidamente identificados através de pintura padronizada. Concluído.

Em andamento análise e projeto de alteração do modelo de apoio das tampas metálicas e em concreto, em função do trânsito de veículos pesados. Projeto concluído e início do processo de licitação da

obra. Prazo: Julho/2003.

Serviço executado. Concluído.

Serviço em andamento. Conectores trocados e fixados devidamente. Concluído.


06/12/2002 - Prazo concedido para Julho/2003.

Constatação (C.2) - Área de Manutenção de Subestações

Constatamos o estado da subestação sofrível da subestação quanto ao aspecto de corrosão. Verificamos a presença de corrosão acentuada em equipamentos, estruturas e tampas metálicas, eletrodutos e

cercas. Foram também observadas avarias em suportes de concreto de equipamentos devido à corrosão da ferragem interna e com isto o concreto que tem se deteriorado, e, em alguns casos detectamos

armações com grande perda de material.

Registramos a existência de ambiente propício à corrosão, pois próximo à subestação está localizado um deposito de carvão e há deposição quase contínua de pó nos equipamentos. Também contribuem a

presença de ambiente marinho próximo e os poluentes emitidos pela usina termoelétrica.

A Empresa informou que está providenciando a contratação de empresa para a execução dos serviços de proteção anticorrosiva.

A foto 3 mostra um exemplo de deterioração do suporte em concreto de equipamento, causado pela avaria da armadura. Esta situação é observada em diversos pontos, incluindo também danificações em

canaletas de concreto armado.

Foto 3

Foto 4


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Não cumprimento da prestação de serviço adequado, satisfazendo às condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, modernidade das técnicas, dos equipamentos e da instalação e a sua

conservação, conforme estabelecido na Lei n° 8.987 de 13 de fevereiro de 1995, nos artigos 6º e 31º, combinado com o disposto no Artigo 132º do Decreto nº 41.019 de fevereiro de 1957.


Manifestação do Agente Fiscalizado com relação a Não-Conformidade (N.2)

31/01/2002 - Carta CC XX-0012/2002, conforme consta do processo 48500.003700/01-71.


18/04/2002 - Aguardar cumprimento da Determinação (D.2).


Providenciar a recuperação dos suportes de concreto, dos suportes metálicos, dos equipamentos e pintura dos transformadores. Providenciar inspeção detalhada das cadeias de isoladores quanto ao

estado de corrosão dos pinos e proceder à manutenção se necessário.

Prazo para cumprimento: 150 dias


31/01/2002 - Já executado 100% da recuperação e pintura das estruturas de concreto. Executado 100% substituição da cerca que circunda a SE por cerca revestida em PVC. Pintura dos Transformadores,

já foi licitado e assinado a contratação de pintura dos Trafos. Prazo: Junho/2002.

Recuperação e pintura dos pórticos (estruturas metálicas 69, 138 e 230 kV). Já foi licitado e assinado o contrato, da SE XXX 5.300 m2. Prazo: Junho/2002.

Cadeias de isoladores (suspensão e ancoragem): A inspeção visual detalhada é feita semestralmente conforme plano de inspeção e manutenção da Empresa. Como medida preventiva definimos pela subs-

tituição. Será substituído 100% das cadeias e cabos pára-raios independentemente da existência ou não de corrosão. Prazo/previsão: dependente de desligamentos e de desenvolvimento de ferramental

e técnica de substituição com Linha Viva na SE.

Pintura de Equipamentos: Devido a peculiaridade desta SE, estamos efetuando a pintura total dos equipamentos, quando da intervenção ou liberação de desligamento. Já executamos 100% da pintura dos

equipamentos dos bays 138 kV LI XXX e LI YYY. Prazo/previsão dos demais bays: dependente de desligamentos e disponibilidade de equipamentos reserva.Armários de Bornes: executado a recuperação e

pintura de 100% dos armários de bornes.



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18/04/2002 - Prazo concedido para Jun/2002, devido às dificuldades de desligamentos e prazos de licitação.


15/10/2002 - Já executado 100% da recuperação e pintura das estruturas de concreto. Concluído. Executado 100% substituição da cerca que circunda a SE por cerca revestida em PVC. Concluído. Pintura

dos Transformadores, já foi licitado e assinado a contratação de pintura dos Trafos. Concluído 100% dos trafos.

Recuperação e pintura dos pórticos (estruturas metálicas 69, 138 e 230 kV). Já foi licitado e assinado o contrato, da SE XXX 5.300 m2. Concluído 100%.

Cadeias de isoladores (suspensão e ancoragem): A inspeção visual detalhada é feita semestralmente conforme plano de inspeção e manutenção da Empresa. Como medida preventiva definimos pela subs-

tituição. Será substituído 100% das cadeias e cabos pára-raios independentemente da existência ou não de corrosão. Prazo/previsão: dependente de desligamentos e de desenvolvimento de ferramental

e técnica de substituição com Linha Viva na SE.

Pintura de Equipamentos: Devido a peculiaridade desta SE, estamos efetuando a pintura total dos equipamentos, quando da intervenção ou liberação de desligamento. Já executamos 100% da pintura dos

equipamentos dos bays 138 kV LI XXX e LI YYY. Prazo/previsão dos demais bays: dependente de desligamentos e disponibilidade de equipamentos reserva. Concluído.

Armários de Bornes: executado a recuperação e pintura de 100% dos armários de bornes. Concluído.


06/12/2002 - Encaminhar o relatório da última inspeção visual detalhada das cadeias de isoladores.

5 - PROCEDIMENTOS DE NOTIFICAÇÃO E AUTUAÇÃO

5.1 - Da Notificação

5.1.1 - Emitir Termo de Notificação – TN, em duas vias, encaminhando a primeira via à TRANSMISSORA, juntamente com o Relatório de Fiscalização, por meio de oficio,

mediante registro postal com Aviso de Recebimento – AR ou outro documento que comprove o seu recebimento;

5.1.2 - Acompanhar a resposta da TRANSMISSORA ao Termo de Notificação, observando o prazo de15 dias do recebimento do referido TN pela concessionária;

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5.1.3 - Analisar a manifestação da TRANSMISSORA;

5.1.4 - Caso o Superintendente decida pelo arquivamento do Termo de Notificação:

5.1.5 - Emitir Termo de Arquivamento do TN, em duas vias, encaminhando a primeira via à TRANSMISSORA, por meio de oficio, sempre com o Aviso de Recebimento – AR.

5.2 - Do Auto de Infração

5.2.1 - Caso a Superintendência decida pela autuação da TRANSMISSORA:

5.2.2 - Emitir o Auto de Infração e respectiva Exposição de Motivos, em duas vias, encaminhando as primeiras vias à TRANSMISSORA, por meio de oficio, mediante

registro postal com Aviso de Recebimento – AR ou outro documento que comprove o seu recebimento;

5.2.3 - Abrir Processo Administrativo Punitivo;

5.2.4 - Anexar ao processo administrativo, o Registro de Abertura de processo Administrativo Punitivo, conforme Anexo VI;

5.3 - Da Defesa

5.3.1. Transcorridos 30 dias da apresentação da defesa pela TRANSMISSORA:

5.3.2. Caso o Diretor acate na totalidade da defesa apresentada pela TRANSMISSORA:

5.3.3. Emitir Termo de Encerramento – TE do processo administrativo punitivo, em duas vias, encaminhando a primeira via à TRANSMISSORA, por meio de oficio,


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mediante registro postal com Aviso de Recebimento – AR ou outro documento que comprove o seu recebimento;

5.3.4. Caso o Diretor decida ratificar as penalidades de advertência ou de multa, verificar se a TRANSMISSORA comprovou o pagamento da multa ou apresentou

recurso à Diretoria Colegiada;

5.3.5. Caso a TRANSMISSORA decida pelo pagamento da multa, a TRANSMISSORA autuada deverá encaminhar uma via do respectivo comprovante, devidamente

autenticada e sem rasuras, à ANEEL, no prazo de 10 dias, após a publicação da decisão no diário oficial:

5.3.6. Anexar ao processo a comprovação do pagamento e emitir Termo de Encerramento – TE do processo administrativo punitivo, em duas vias, encaminhando a

primeira via à TRANSMISSORA, por meio de oficio, mediante registro postal com Aviso de Recebimento – AR ou outro documento que comprove o seu recebi-

mento.

5.4. Do Recurso

5.4.1 - Caso a TRANSMISSORA apresente recurso à Diretoria Colegiada, no prazo de 10 dias, após a publicação da decisão no diário oficial, e sendo esse acatado;

5.4.2 - Emitir Termo de Encerramento – TE do processo administrativo punitivo, em duas vias, encaminhando a primeira via à TRANSMISSORA, por meio de oficio,

mediante registro postal com Aviso de Recebimento – AR ou outro documento que comprove o seu recebimento.

5.4.3 - Caso a TRANSMISSORA apresente recurso à Diretoria Colegiada, no prazo de 10 dias, após a publicação da decisão no diário oficial, e não sendo esse acata-

do:

5.4.4 - Verificar se a TRANSMISSORA comprovou o pagamento da multa, no prazo de 10 dias, após a publicação da decisão no diário oficial:

5.4.5 - Caso positivo, anexar ao processo a comprovação do pagamento e emitir Termo de encerramento – TE do processo administrativo punitivo, em duas vias, en-

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caminhando a primeira via à TRANSMISSORA, por meio de oficio, mediante registro postal com Aviso de Recebimento – AR ou outro documento que comprove

seu recebimento;

5.4.6 - Caso negativo, encaminhar o processo administrativo punitivo à Procuradoria Geral da ANEEL, para inscrição em Dívida Ativa e respectiva cobrança, procedendo-

se, de imediato, a inscrição do devedor no Cadastro de Inadimplentes do Ministério da Fazenda – CADIN.

5.4.7 - Caso a TRANSMISSORA não apresente recurso nem recolha a multa, no prazo de 10 dias, após a publicação da decisão no diário oficial:

5.4.8 - Encaminhar o processo administrativo punitivo à Procuradoria Geral da ANEEL, para inscrição em Dívida Ativa e respectiva cobrança, procedendo-se, de imediato,

a inscrição do devedor no Cadastro de Inadimplentes do Ministério da Fazenda – CADIN.

6 - RESPONSABILIDADES

6.1 - Secretaria

6.1.1 - Controlar a numeração dos ofícios;

6.1.2 - Encaminhar os ofícios e questionários às TRANSMISSORAS;

6.1.3 - Receber os ofícios das TRANSMISSORAS.

6.1.4 - Elaborar minuta de Ofício de encaminhamento de TNs e Relatório de Fiscalização;


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6.1.5 - Elaborar minuta de Ofício de encaminhamento de TAs e Relatório de Acompanhamento.

6.2 - Técnicos da SFE/ANEEL

6.2.1 - Elaborar minuta do Ofício de informação da fiscalização;

6.2.2. Elaborar minuta de FAX que encaminha o cronograma de fiscalização;

6.2.3. Executar a fiscalização;

6.2.4. Elaborar os Relatórios de Fiscalização;

6.2.5. Elaborar os Termos de Notificação;

6.2.6. Elaborar minuta da Exposição de Motivos e do AI;

6.2.7. Elaborar minuta de Termo de Arquivamento e Encerramento.

6.3 - Superintendente

6.3.1 - Decidir pelo arquivamento do Termo de Notificação;

6.3.2 - Decidir pela abertura de Processo Administrativo punitivo;

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6.3.3 - Aprovar os termos da Exposição de Motivos e do Auto de Infração:

6.3.4 - Decidir pelo arquivamento do Processo Administrativo.

7 - ANEXOS

Anexo I – ROTEIRO BÁSICO DE FISCALIZAÇÃO

ROTEIRO BÁSICO DE FISCALIZAÇÃO

1 - ACOMPANHAMENTO DOS PADRÕES DE DESENVOLVIMENTO1.1 - Continuidade da Rede Básica

Verificar se as instalações permaneceram disponíveis, dentro dos padrões estabelecidos nos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão - CPST.

Verificar se a implantação dos ajustes de proteção e controle, em nível sistêmico, está em conformidade com os valores estabelecidos pelo ONS; (por meio de documentação e declaração

emitidas pelo agente)

Verificar se a implantação dos ajustes das proteções referentes às suas instalações está adequada de forma a garantir a integridade dos equipamentos e guardando seletividade com as

proteções sistêmicas; (por meio de documentação e declaração emitidas pelo agente);

Verificar a existência de equipamentos de monitoração da qualidade da energia elétrica no sistema sob a responsabilidade da TRANSMISSORA; ;

Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por algum desvio nos padrões de desempenho, atendeu as ações corretivas resultantes de notificações.

Verificar se a TRANSMISSORA atendeu as adequações de suas instalações aprovadas pela ANEEL.

1.2 - Tensões em Regime Permanente

Verificar se os valores de tensão em regime permanente atenderam os requisitos estabelecidos na Resolução da ANEEL nº 505/2001.

Verificar se os dados relativos aos valores de tensão em regime permanente e variação de tensão de curta duração foram disponibilizados ao ONS.

Verificar a classificação da tensão de atendimento dada aos pontos de conexão.


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Verificar se a TRANSMISSORA atendeu dentro do prazo as ações corretivas resultantes de notificações.

Verificar se a TRANSMISSORA atendeu as adequações de suas instalações aprovadas pela ANEEL.

2 - ACOMPANHAMENTO DA MANUTENÇÃO

2.1 - Inspeção Física das Instalações de Transmissão

2.1.1 - SUBESTAÇÃO

Incluir foto geral da instalação e ilustrar com fotografias todas as constatações registradas.

2.1.1.1 - Conservação Geral

Verificar o acesso à subestação e a aos equipamentos, em condições normais e em casos de emergências.

Verificar o estado de conservação da subestação, terreno, canaletas, gramados e brita; instalações elétricas e civis, quanto ao grau de limpeza e conservação.

Verificar as partes metálicas existentes na subestação (colunas, vigas, pórticos e equipamentos), e o estado 13 das mesmas quanto à corrosão.

Verificar a existência de materiais alheios à operação ou animais, no pátio da subestação.

2.1.1.2 - Equipamentos Principais

Verificar o estado dos equipamentos e sua situação quanto à manutenção, conservação e identificação.

2.1.1.2.1 - Transformadores

Existência de corrosão;

Compatibilidade de temperaturas de óleo e de.enrolamento, por meio de leituras de termômetros;

Compatibilidade de leitura de temperaturas entre pólos do mesmo banco;

Existência de vazamento de óleo;

Situação da sílica-gel;

Nível do óleo;

Compatibilidade entre posições dos comutadores de carga das fases;

Fiação dos acessórios;

Estado dos aterramnetos;

Estado das conexões e buchas;

Disositivos do sistema de arrefecimento;

Quadro de comando.

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Estado dos visores dos indicadores (opacos e/ou trincados).

2.1.1.2.2 - Reatores

Existência de sinais de corrosão

Compatibilidade de temperatura de óleo e de enrolamento, por maeio de leituras de termômetros;

Compatibilidade de leitura de temperaturas entre pólos do mesmo banco;

Existência de vazamento de óleo (comprometimento do nível de óleo);

Situação de sílica-gel;


Estado de aterramentos;

Estado das conexões e buchas;

Dispositivos do sistema de arrefecimento;

Quadro de comando.

Estado dos visores dos indicadores (opacos e/ou trincados)

2.1.1.2.3 - Disjuntores

Existência de corrosão

Compatibilidade entre valores lidos em indicadores e valores nominais de pressão de ar comprimido ou óleo hidráulico dos comandos;

Estado dos aterramentos;

Quadro de comando;

Estado dos visores dos indicadores (opacos e/outrincados).

2.1.1.2.4 - TPs e TCs


Existência de vazamento de óleo;

Nível do óleo;

Estado dos aterramentos

Estado dos visores dos indicadores (opacos e/ou trincados)

2.1.1.2.5 - Para-raios


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Inecistência de sinais na união da porcelana com os flanges metálicos que indiquem corrosão interna;

Estado dos aterramentos.

2.1.1.2.6 - Banco de Capacitores


Existência de capacitadores estufados ou com vazamento;

Existência de conexões soltas; ou fusíveis queimados.

Existência de fusíveis queimados;

Existência de isolador do capacitador, trincado ou quebrado.

2.1.1.2.7 - Compensador Estático

Existência de corrosão


2.1.1.2.8 - Compensador Síncrono


Estado dos aterramentos.

2.1.1.2.9 - Isolador de Pedestal

Existência de sinais na união da porcelana com os flanges metálicos que indiquem corrosão interna;


2.1.1.2.10 - Seccionadoras



Estado dos aterramentos;

Quadro de comando.

2.1.1.3 - Equipamentos com Askarel

Verificar se a TRANSMISSORA atende à legislação vigente, mantendo identificação no corpo do equipamento.

Verificar se existem instruções para manuseio, armazenagem, transporte e procedimentos para casos de ocorrência de vazamento.

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2.1.1.4 - Equipamentos Auxiliares

2.1.1.4.1 - Grupo diesel motor – gerador

Solicitar partida manual do grupo para confirmar seu funcionamento.

Verificar se a capacidade do grupo diesel atende as cargas de emergência.

Verificar se a rotina de partida periódica atende procedimentos estabelecidos pela TRANSMISSORA.

2.1.1.4.2 - Retificadores Carregadores

Verificar a existência de sinais fortes de corrosão, o estado da fiação e aterramento do equipamento.

Verificar o funcionamento do retificador.

2.1.1.4.3 - Conjunto de Baterias

Verificar a existência de processo de sulfatação nos elementos de todos os conjuntos.

Verificar a existência de processo de vazamentos nos elementos de todos os conjuntos.

2.1.1.4.4 - Sistema de Ar Comprimido

Verificar a existência de corrosão

Verificar o cumprimento à norma ABNT de ensaios de pressão a cada 5 anos.

Verificar a rede de ar comprimido da subestação, quanto a vazamento.

2.1.1.5 - Comando, Controle e Proteção

2.1.1.5.1 - Relés de Proteção e Teleproteção

Verificar identificação dos equipamentos

Verificar a funcionalidade desse sistema e se adequado à operação

Avaliar a tecnologia empregada quanto aos aspectos relativos a espaço, flexibilidade, peças de reposição e dificuldades de operação e manutenção.

Verificar o estado de conservação e atualização de sistema de proteção, relés e equipamentos de teleproteção

2.1.1.5.2 - Automação

Verificar a existência de corrosão, fiação, aterramentos e estado das conexões.

Verificar o estado de conservação.

Verificar a atualização.

2.1.1.5.3 - Registrador de Perturbação


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Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos relativos a peças de reposição e dificuldades de operação e manutenção

Verificar o estado de conservação e atualização

Verificar sincronismo de horário

2.1.1.6 - Medição de Faturamento

Verificar as adequações necessárias aos Sistemas de Mediação existentes;

Verificar os selos dos pontos de lacre existentes nos sistemas de medição e se o painel de medição é inviolável e se está fechado e lacrado.

2.1.1.7 - Sistema de Supervisão para Centro de Operação

Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos de atualização e o estado de conservação.

2.1.1.8 - Telecomunicações

Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos de atualização o estado de conservação.

2.1.2 - LINHAS DE TRANSMISSÃO

Ilustrar com fotografias todas as constatações registradas.

2.1.2.1 - Faixa de Servidão

Verificar o estado de conservação da faixa de servidão, terreno, vegetação, seccionamento de cercas e aterramento de estruturas de irrigação.

Verificar a existeência de edificações, plantações, áreas de lazer, criações de animais, na faixa de servidão.

Verificar a existência de árvores que, por sua altura e caída, podem afetar a linha.

2.1.2.2 - Isolamento

Verificar a existência de isoladores quebrados ou danificados.

Verificar a existência de corrosão na ferragem das cadeias de isoladores.

2.1.2.3 - Condutores e Cabo Guarda

Verificar o estado físico dos condutores (tentos rompidos, embarrigamento, corrosão)

Verificar a existência de condutores baixos e ou travessias, provacando condições de riscos.

Verificar a existência de diferença de flecha, elementos estranhos na linha, a conservação e posição das balizas de sinalização.

Verificar o estado de espaçadores, armaduras pré-formadas, emendas de cabos.

2.1.2.4 - Estruturas

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Verificar se a sinalização existe e cumpre as normas vigentes

Observar se não falta peças metálicas ou deformação de peças.

Verificar a existência de corrosão em partes metálicas componentes

Verificar a existência de erosão, fundações e conexão a terra.

Verificar se o terreno circundante não apresenta possibilidades ou riscos de erosão, inundações, cursos da água, deslizamentos e outros que podem afetar as estruturas da linha.

2.1.2.5 - Sinalização Aérea

Verificar a existência e a conservação da sinalização.

2.2 - Verificação dos Registros de Dados e Cadastro

2.2.1 - EQUIPAMENTOS E SISTEMAS

2.2.1.1 - Linhas de Transmissão

Estruturas, isoladores, cabos pára-raios e condutores, faixa de servidão, sistema de aterramento e traçado

2.2.1.2 - Subestação

Equipamentos de transformação: transformadores de potência, reguladores e transformadores para instrumentos;

Equipamentos de interrupção e manobra: chaves seccionadoras e disjuntores;

Equipamentos de compensção reativa: reatores, compensadores síncronos, estáticos e banco de capacitores;

Equipamentos em corrente contínua: válvulas, transformadores conversores, reatores de alisamento, disjuntores de by-pass e filtros;

Equipamentos conversores de freqüência: tp´s, disjuntores, equipamentos conversores e filtros de corrente alternada;

Sistemas de proteção: linhas de transmissão, transformadores de potência, reatores e barramentos;

Serviços essenciais: cc, ca, centrais de ar comprimido para equipamentos de manobra e acionamentos;

Medição de Faturamento;

Sistema de Supervisão e Telecomunicação

2.2.2 - MANUTENÇÃO PREVENTIVA E CORRETIVA

Confirmar a existência do Plano de Manutenção dos equipamentos e sistemas citados acima das instalações de propriedade

Confirmar se foram fornecidos ao ONS os dados das manutenções de seu respectivos sistemas elétricos.

Verificar a existência de atrasos no atendimento da manutenção e aferição

Verificar se a subestação possui registro de avisos de anomalias eo atendimento dentro dos prazos definidos


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Confirmar se foram fornecidas ao ONS nos prazos estabelecidos;

Verificar se existe algum equipamento em acompanhamento especial e se a análise de óleo isolante dos transformadores e reatores da subestação estão em dia

Verificar a existência de pendências e se estas estão devidamente registradas e com total controle dos responsáveis para sua eliminação.

2.2.3 - PROTEÇÃO E CONTROLE

confirma se foram fornecidos ao ONS os dados de seu respectivos sistema eletricos:

(1) componentes (linhas e equipamentos);

(2) reler de protecao instalados;

(3) Sistema especiais de protecao (SEP);

(4) esquema de religamento automatico das linhas de transmicao aerias;

(5) informacoes sobre as pertubacoes ocorridas.

confirma se os ajuste de protecao e controle, em nivel sistemico foram inplantados.

confirma se os ajuste de protecões referentes às instalacões foram implatados de forma de garatir a itegridade dos equipamentos, guardando seletividade com as proteções do sistêmi-

cas.

Verificar se subestação possui disjuntores superados.(ESTUDOS DE CURTO-CIRCUITO).

2.2.4 - EQUIPAMENTOS PARA SUPERVISÃO

confirma se foram fornecidas as informações cadastrais descritivas para a configuração das bases de dados dos centros do ONS,

Verificar se a subesstaçao, ao receber o pedido de solicitação de manutenção por parte do ONS, possui cadastros da ocorrência, o seu atendimento dentro dos prazos definidos e a

respectiva comunicação ao ONS quando a pendênci estiver solucionada.

2.2.5 - MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO

confirma a existencia do plano anual de manutençãoe inspeção prenventiva dos sistemas de medição

verificar a existencia de atrasos no atendimento da manutenção e certificação de padrões.

confimar a existência das leituras, relatorio de ocorrência e alteração de cadastro feitos após manutenções ou inspeções dos últimos de 5 anos.

2.2.6 - TELECOMUNICAÇÕES

Confirma se foram informados todos os dados necessarios para o correto preenchimento dos Registros de Ocorrência em servirços de telecomunicações, em tempo hábil para o seu

processamento.

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Confirma se foram informados os dados relativos às ocorrência detectadas pela empres, ao órgão designado pelo ONS.

Verificar se a subestação, ao receber o pedido de solicitação de manuteção por parte do ONS, possui cadastro da ocorrência, o seu atedimento dentro do prazos definidos e a respecti-

va comunicação ao ONS quando a pendência estiver solucionada.

2.3 - Análise dos Indicadores de Desempenho da Manutenção

Verificar a existência de equipamentos ou instalação na faixa insatisfatória.

verificar se TRANSMISSORA, se e responsável por algum desvio, está executando ações corretivas resultantes de notificações.

3 - ACOMPANHAMENTO DA OPERAÇÃO

Verificar nos registro e formulários existentes na subestação, se as rotinas de opertação foram atendidas.

Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por alguma anormalidade indetificada, está execultando as ações corretivas recomendadas

Avaliar o esquema de acionamento da manutenção em caso de emergência na subestação, quanto aos aspectos de agilidade e flexibilidade.

3.1 - Verificação dos Manuais, Instruções, Rotinas e Diagramas Unifilares de Operação

Verificar se os manuais compreende toda necessidade dos operadores.

Verificar a sua atualização, utilização e aplicabilidade.

Verificar a existência de Normas de recomposição na instalação.

Verificar a atualização dos diagramas unifilares operacionais e se atende os requisitos especificados.

Verificar se os equipamentos do pátio estão indetificados conforme o diagrama unifilar operacional.

3.2 -Dimensionamento e Capacitação da Equipe de Operação

Verificar se os operadores, da instalação foram certificados e a validade da certificação.

Verificar a atualidade do treinamento dos operadores.

Verificar a segurança com que os operadores utilizam os recursos disponíveis na subestação

Verificar o dimensionamento da equipe de operação.

Verificar critário de desassistência da subestação.

3.3 - Requisitos de Comunicação e Tele-supervisão para a Operação

Verificar se a instalação possui os recursos de comunicação especificados


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Verificar se existe procedimentos já estabelecidos para perda da comunicação

Verificar se atende ao tempo mínimo de atendimento no caso de falha da comunicação

4 - ADEQUAÇÃO AOS REQUISITOS MÍNIMOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

4.1 - Instalações já existentes na Rede Básica

Verificar se existem novos equipamentos/sistemas instalados, e proceder conforme ítem Novas Instalações da Rede Básica, para estes equipamentos/sistemas

Verificar se a instalação atende aos padrões de desempenho da Rede Básica, e em caso negativo, se foi proposto melhorias para a sua adequação

5- ADEQUAÇÃO À SEGURANÇA DAS PESSOAS, PATRIMONIAL E ANTI-INCÊNDIO DAS INSTALAÇÕES

5.1 - Segurança Patrimonial

Avaliar como foi o acesso a subestação, verificando os aspectos quanto ao atendimento e segurança.

a)- Segurança patrimonial frágil ou limitada.

b)- Cerca de proteção em estado precário.

c)- Portão de acesso, distante da Casa de Comando, sem interfone.

d)- Existência de casos de entrada de indivíduos na área da subestação.

Verificar a existência de dispositivos especiais de segurança patrimonial e o seu funcionamento.

5.2 - Programa de Proteção Anti-Incêndio das Instalações

5.2.1 - CASA DE CONTROLE

Paredes de alvenaria, teto em laje de concreto e piso de concreto sem revestimento ou com revestimento com materiais incombustíveis.

5.2.2 - CASA DE COMANDO

Dois extintores tipo gás carbônico de 6 kg de capacidade de carga.

Fios elétricos colocados em eletrodutos ou canaletas.

Abertura para cabos vedadas.

Placas de sinalização de PERIGO em painéis de controle e cubículos de alta tensão.

Portas abrindo para fora no sentido saída.

5.2.3 - SALA DE BATERIAS

Dois extintores tipo gás carbônico de 6 kg de capacidade de carga, instalado em área externa.

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Instalações elétricas e de iluminação tipo à prova de explosão e/ou blindadas.

Ventilação natural adequada e forçada por exaustores.

O ambiente da sala não deve ser utilizado para outras finalidades.

Sinalização com placas de PERIGO – PROIBIDO FUMAR.

Equipada com meios para drenagem.

5.2.4 - SALA DE COMUNICAÇÕES

Dois extintores tipo gás carbônico de 6 kg de capacidade de carga, instalado em área externa.

Aberturas para cabos vedadas.

5.2.5 - SALA DE CABOS

Dois extintores tipo pó químico seco de capacidade de carga 4 kg.

Abertura para passagem de cabos vedadas.

Altura mínima de pé direito 2,00 metros.

5.2.6 - SERVIÇOS AUXILIARES (ESCRITÓRIO, OFICINA, DEPÓSITO, CIRCULAÇÃO)

Dois extintores tipo gás carbônico de capacidade de 6 kg de carga.

5.2.7 - COZINHA

Um extintor de gás carbônico de capacidade de 6 kg de carga.

Instalação do botijão de gás “GLP” instalado em área externa.

Ambiente arejado, evitando acúmulo de gases.

5.2.8- CASA DO GRUPO DE GERADORES DE EMERGÊNCIA

Paredes de alvenaria, teto em laje de concreto e piso de concreto sem revestimento ou com revestimento com materiais incombustíveis.

Um extintor tipo pó químico de 4 kg de capacidade de carga, instalado em área externa.

Sinalização PERIGO – PROIBIDO FUMAR.

Escape dos gases do gerador para fora do ambiente.

Tubulação revestida de material isolante térmico.

O ambiente não deve ser usado para outras finalidades.

Depósito de combustível do lado externo e protegido contra intempéries e descarga atmosférica.


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Ambiente arejado, evitando acúmulo de gás

Abertura para cabos vedadas

5.2.9 - CASA DOS COMPENSADORES SÍNCRONOS

Dois extintores tipo gás carbônico de 6 KL de capacidade de carga.

5.2.10 - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

Dois extintores de incêndio, sobre rodas (carreta), com carga de pó químico, capacidade 50 kg, a pressurizar com N2, rodas de borracha extra larga.

Parede corta fogo isolando os riscos, de altura, mínima igual a 60 cm acima do tanque conservador e comprimento total ultrapassando 50 cm, em ambos os lados, o comprimento do

transformador.

Tanque de contenção e drenagem do óleo, com dreno levando o óleo para um depósito coletor especialmente construído para este fim.

5.2.11 - CUBÍCULOS

Caso os extintores que protegem os transformadores estejam a mais de 20 metros, prever extintores idênticos para proteção dos cubículos.

5.2.12 - CANALETAS

Vedação dna passagem de cabos de um ambiente para outro.

Fechadas com suas tampas.

5.2.13 - PÁTIO

Manter limpo, sem existência de plantas, matos, ervas daninhas e materiais estranhos.

5.2.14 - CERCAS

Toda área da subestação deve possuir cercas aterradas com sinalização de segurança do tipo PERIGO – ALTA TENSÃO.

5.2.15 - GERAL

Verificar a existência e o registro das manutenções dos extintores de incêndio

Verificar as manutenções preventivas, testes funcionais e o estado de conservação de sistema fixo de combate a incêndio.

Verificar a adequação e conservação dos abrigos de extintores do pátio da instalação.

5.2.16 - CASA DE CONTROLE

Verificar a utilização de materiais combustíveis na construção da casa de controle.

Verificar se as aberturas para passagem de cabos estão vedadas.

Verificar a existência de botijão de gás instalados em área interna da sala.

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5.2.17 - SALA DE BATERIAS

Verificar a existência de sistema de exaustão e luminárias à prova de explosão na sala.

Verificar a existência de materiais estranhos armazenados na sala.

Verificar se as placas de sinalização proibindo o uso de qualquer objeto que possa provocar incêndio.

5.2.18 - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

Verificar o posicionamento dos pára-raios nos terminais de chegada de linha e sua localização junto aos transformadores, avaliar os riscos de ocorrência de explosão e extensão dos

danos

Verificar a existência de barreiras corta-fogo e sistema de proteção contra incêndio para transformadores.

Verificar a existência de tanques de contenção e drenagem de óleo.

Verificar a existência de barreiras de vedação na passagem de cabos em canaletas e tubulação.

5.2.19 - GRUPO DIESEL

Solicitar partida manual do grupo para confirmar a exaustão e vedação do escapamento do grupo.

Verificar se o ambiente não está sendo utilizado para outra finalidade.

Verificar a existência de depósito de combustível, do lado externo e protegido contra intempéries e descarga atmosférica.

5.3 - Segurança Física em Intervenções e de Terceiros

5.3.1 - INSTALAÇÕES

Verificar existência de eventuais problemas de aterramento e estado das conexões e cabos de ligação a terra e cercas metálicas da subestação.

Verificar a existência de sinalização de segurança na parte externa de muros e cercas que circundam a subestação.

Verificar a existência de seccionamento das cercas nos limites das faixas de linhas de transmissão.

Verificar a existência de armazenamento inadequado de óleo askarel na instalação.

Verificar a existência de descarga de óleo isolante em esgoto pluvial ou no pátio da subestação

5.3.2 - ARRANJO DE BARRAS

Verificar se o arranjo não apresenta problemas para a manutenção em relação à segurança do pessoal.

Verificar se os barramentos, cabos e equipamentos não estão abaixo das alturas recomendadas pela norma.

Verificar se o arranjo de algum barramento apresenta espaçamento inadequado para a segurança do pessoal de operação e manutenção.

5.3.3 - NORMAS E ROTINAS


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Verificar os esquemas de isolamento de áreas e procedimentos de segurança para a execução dos trabalhos de manutenção.

Verificar se existem normas especificas de segurança no trabalho para a equipe de manutenção e operação.

5.3.4 - DISPOSITIVOS DE SINALIZAÇÃO

Verificar a existência de sinalização de advertência e alerta de perigo, tais como adesivos, placas, luminosos, fitas de identificação, cartões, faixas, cavaletes, cones; delimitando as

áreas de risco e da subestação, informando os perigos de acidente.

6 - INSTALAÇÃO DA SUBESTAÇÃO

6.1 - Configurações de barra

(a) Pátios de 765, 500, 440 e 345 kV: barra dupla com disjuntor e meio;

(b) Pátios 230 e 138 kV: barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves.

6.2 - Corrente em regime permanente

Os barramentos e equipamentos deverão suportar os valores de corrente em regime permanente definidos pelos estudos de planejamento, prevendo futuras expansões para os pátios

das ses, para o período de concessão da instalação.

6.3 - Sistema de Aterramento

O sistema de aterramento deverá atender ao critério de solidamente aterrado.

6.4 - Capacidade de curto-circuito

Os barramentos, o sistema de aterramento e os equipamentos deverão suportar os níveis de curto-circuito máximos definidos pelos estudos de planejamento para os pátios das insta-

lações, considerando os tempos máximos de eliminação de defeito adotados nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações, para o

período de concessão da instalação.

6.5 - Coordenação de isolamento

6.5.1 - TENSÃO EM REGIME PERMANENTE

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar o valor máximo de tensão, estabelecido na Tabela 1, para a condição de operação em regime permanente.

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Tabela 1 – Níveis de tensão (kV fase-fase, eficaz) em corrente alternada.

TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA TENSÃO MÁXIMA

230 242

345 362

440 460

500 550

765 800

6.5.2 - ISOLAMENTO SOB POLUIÇÃO

As instalações deverão ser isoladas de forma a atender, sob tensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815

– Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.

6.5.3 - DESEMPENHO A DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurar blindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falha

menor ou igual a uma descarga por 50 anos.

Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às prescrições da Norma Técnica NBR5419.

6.6 - Emissão Eletromagnética

6.6.1 - RÁDIO INTERFERÊNCIA

O valor da tensão de rádio interferência não deve exceder 2500 µV a 1000 kHz correspondente a 1,1 vezes a tensão nominal.

6.6.2 - EFEITO CORONA

As instalações das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom. A tensão mínima fase – terra eficaz

para início e extinção de corona visual deverá assumir os seguintes valores:

(a) Pátio 765 kV: 536 kV;

(b) Pátio 500 kV: 350 kV;

(c) Pátio 440 kV: 308 kV;

(d) Pátio 345 kV: 242 kV;

(e) Pátio 230 kV: 161 kV.


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7 - EQUIPAMENTO DA SUBESTAÇÃO

7.1 - Unidades transformadoras de potência

7.1.1 - ENERGIZAÇÃO DAS UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA

As características de saturação magnética das unidades transformadoras deverão permitir a energização tanto pelo enrolamento primário quanto pelo enrolamento secundário.

7.1.2 - ENROLAMENTOS TERCIÁRIOS

A necessidade dos enrolamentos terciários deve, mediante estudos, ser determinada pelos condicionamentos sistêmicos listados a seguir, não se limitando aos mesmos: (a) Instalação

de suporte de reativo; (b) Atenuar fatores de sobretensões; (c) Absorção de harmônico de tensão de terceira ordem.

7.1.3 - COMUTAÇÃO DE DERIVAÇÃO EM CARGA

Para subestações novas o quantitativo e a faixa de derivações, assim como do enrolamento onde deve ser instalado o comutador em carga, são os definidos nos estudos sistêmicos.

Para novas unidades transformadoras em subestações existentes o comutador em carga deve ter as mesmas características de derivações e de locação, das unidades transformadoras

de potência existentes.

7.1.4 - CONDIÇÕES OPERATIVAS

As unidades transformadoras de potência deverão ser adequadas para operação em paralelo nos terminais a serem conectadas.

Para novas unidades transformadoras de potência os procedimentos para aplicação de cargas devem atender a norma ABNT NBR 5416.

Cada unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz apresentado na Tabela 2, em qualquer derivação de operação.

Tabela 2 – Sobreexcitação em vazio a 60 Hz, em qualquer derivação de operação.

Período 10 s 20 s 1 m 8 m

Tensão (pu) 1,35 1,25 1,20 1,15

7.1.5 - IMPEDÂNCIA

O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser no máximo de 14% na base nominal das unidades transformadoras, salvo quando indicado por estudos.

Para as novas unidades transformadoras, em subestações existentes, os valores máximos e mínimos de impedância devem atender as adequações de paralelismo.

7.1.6 - PERDAS

O valor das perdas totais em plena carga deve ser inferior a 0,3% da potência nominal das unidades transformadoras de potência.

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7.1.7 - NÍVEL DE RUÍDO

Máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deverá estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.

7.2 - Banco de Capacitores em Derivação

7.2.1 - CONEXÃO

É permitida a ligação de mais de um banco de capacitores em derivação ao barramento através de uma única conexão, desde que cada banco de capacitor seja protegido e manobrado

independentemente e que seja demonstrado através de estudos de sistema que tal configuração não comprometa o desempenho do sistema.

7.2.2 - TOLERÂNCIAS

Capacitância do banco - ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das

três fases.

7.2.3 - PERDAS DIELÉTRICAS

O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e freqüência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 200 oC deverá ser de no máximo 0,12

W/kVAr para capacitores sem fusíveis internos e 0,16 W/kVAr para capacitores com fusíveis internos.

7.2.4 - CAPACIDADE DE CURTO-CIRCUITO

Todos os equipamentos e dispositivos da SE deverão suportar as correntes de curtos-circuitos definidos pelos estudos de planejamento para os pátios das instalações, considerando os

tempos máximos de eliminação de defeito adotados nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações, para o período de concessão da

instalação, superposta com a solicitação mais severa possível decorrente da descarga dos capacitores devido a curtos-circuitos internos à SE.

7.2.5 - ENERGIZAÇÃO

Todos os equipamentos da SE onde o banco é instalado deverão suportar e responder adequadamente a todas as solicitações de correntes e tensões provenientes da energização do

banco isoladamente ou na condição back-to-back para todas as configurações do período de concessão da instalação. A energização dos bancos não poderá provocar sobretensões

inaceitáveis nas SEs da Rede Básica.

7.3 - Reatores em Derivação

7.3.1 - TOLERÂNCIA

Impedância - ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três

fases.

7.3.2 - ESQUEMA DE ATERRAMENTO

Os reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento: estrela solidamente aterrada ou estrela aterrada através de impedância.


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Quando for utilizada a impedância de aterramento, a classe de isolamento do neutro do reator deverá ser dimensionada considerando este equipamento.

7.3.3 - PERDAS

O valor médio das perdas totais, à tensão e freqüência nominais, deverá ser inferior a 0,3% da potência nominal do reator.

7.3.4 - SUPORTABILIDADE A SOB RETENSÕES

O reator deverá ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias impostos pelo sistema.

7.4 - Banco de Capacitores Série Fixos

7.4.1 - TOLERÂNCIA

Capacitância - ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três

fases..

7.4.2 - PERDAS DIELÉTRICAS

O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e freqüência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20 oC deverá ser de no máximo 0,12

W/kVAr para capacitores sem fusíveis internos e 0,16 W/kVAr para capacitores com fusíveis internos.

7.4.3 - CAPACIDADE DE SOBRECARGA

Deverá atender os requisitos de norma exceto quando os estudos de sistema indicarem.

7.4.4 - DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO

Os Bancos de Capacitores Série podem ser protegidos por dispositivos de proteção desde que haja uma reinserção do banco no sistema após uma falta, em um tempo máximo de

modo a manter-se um desempenho adequado do sistema;

7.4.5 - BY-PASS DO BANCO SÉRIE

Será permitido o by-pass do Banco Série nas seguintes situações:

(1) Faltas internas trifásicas, bifásicas ou monofásicas;

(2) Faltas externas trifásicas, bifásicas ou monofásicas, eliminadas em mais de 100 ms;

(3) Faltas externas trifásicas, bifásicas ou monofásicas, eliminada em 100 ms, com religamento malsucedido em 600 ms e abertura, ainda sob falta, em 700 ms.

(4) Os tempos de eliminação da falta poderão ser reduzidos pelos requisitos do sistema.

7.5 - Disjuntores

Os disjuntores devem ter tempos máximos de interrupção de 2 ciclos para tensões de 800, 550, 460 e 362 e 3 ciclos para tensões de 242 e 145 kV de 60 Hz.

O ciclo de operação com religamento rápido deverá atender aos requisitos da norma NBR7118.

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Os disjuntores deverão ser capazes de efetuar, em função das características específicas de cada aplicação e dos requisitos sistêmicos, um conjunto das seguintes operações:

(a) Abertura de linhas em vazio com sobretensão de 40%, e sob freqüência de 66 Hz, sem reacendimento de arco. Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde que seja comprovada a

ausência da mesma nos estudos de sistema;

(b) Abertura de banco de capacitores: os disjuntores devem ser do tipo de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco” conforme designação da norma IEC 62271-100;

(c) Abertura de pequenas correntes indutivas sem provocar sobretensões inadmissíveis aos demais equipamentos da instalação;

(d) Abertura do sistema em oposição de fases;

(e) Abertura de defeito trifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de linha;

(f) Abertura de defeito quilométrico;

(g) Abertura da corrente de curto-circuito com maior relação X/R do sistema.

Os disjuntores também deverão ser capazes de efetuar a energização de linha de transmissão e banco de capacitores em derivação, religamento das linhas de transmissão, energização

das unidades transformadoras de potência e abertura de reator em derivação, observando os limites de suportabilidade de sobretensão dos demais equipamentos da Rede Básica e a

capacidade de absorção de energia dos pára-raios envolvidos.

Os disjuntores das conexões dos enrolamentos secundários dos transformadores de potência deverão ser adequados para abertura de defeito trifásico no barramento, não envolvendo

terra.

7.6 - Seccionadoras, Lâminas de terra e Chaves de Aterramento

Devem permitir manobras de fechamento e abertura de seccionadoras e seccionadoras de aterramento, considerando eventuais tensões induzidas ressonantes de linhas de transmissão

em paralelo, operando na condição normal com carregamento máximo ou sob defeito monofásico.

As Lâminas de Terra e Chaves de Aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 1129.

7.7 - Pára-Raios

Os pára-raios deverão ser do tipo estação, a óxido metálico, sem centelhador.

Devem ser instalados pára-raios, obrigatoriamente, no mínimo nas entradas de linhas de transmissão.

7.8 - Transformadores de Potencial

As características dos transformadores de potencial, como: número de secundários, relações de tensão, carga, exatidão, etc., devem satisfazer às necessidades dos sistemas de prote-

ção e de medição definidos nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações.

7.9 - Transformadores de Correntes

As características dos transformadores de corrente, como: número de secundários, relações de corrente, carga, exatidão, etc., devem satisfazer às necessidades dos sistemas de

proteção definidos nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações.


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Os transformadores de corrente de tensão igual ou superior a 345 kV deverão ter características transitórias para não saturarem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos.

8 - LINHAS DE TRANSMISSÃO

8.1 - Requisitos Elétricos

8.1.1 - CAPACIDADES DE CORRENTE DAS FASES E DOS CABOS PÁRA-RAIOS E DISTÂNCIAS DE SEGURANÇA

Devem ser atendidas as diretrizes da NBR-5422, ou sua sucedânea.

A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente da corrente operativa por fase estabelecida conforme acima e a

ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas:

(a) Temperatura máxima média da região;

(b) Radiação solar máxima da região;

(c) Brisa não superior a 1 m/s.

Em condições climáticas mais favoráveis do que as estabelecidas, a linha de transmissão pode operar com carregamento superior à corrente estabelecida, desde que as distâncias de

segurança e as demais condições de projeto sejam respeitadas.

A capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deve ser superior à corrente correspondente àquela que, nas condi-

ções climáticas estabelecidas acima, leva os cabos condutores à temperatura de 90 oC.

8.1.2 - PERDAS JOULE NOS CABOS

As perdas Joule nos cabos condutores devem ser mantidas dentro de limites aceitáveis por meio da utilização de cabos condutores com resistência elétrica de seqüência positiva sufi-

cientemente reduzida. Este valor é específico de cada linha e é definido (à freqüência nominal de 60 Hz e a uma temperatura de referência) a partir de análise econômica feita com base

em estudos elétricos de longo prazo que levam em conta o efeito da resistência de todas as instalações da Rede Básica.

A perda joule total de referencia nos cabos pára-raios não deverá ser superior à correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”, aterrados em todas

as estruturas e na malha de terra das subestações. Quando o nível de curto circuito exigir cabos pára-raios com capacidade de corrente maior que a do cabo 3/8” EAR nas proximida-

des das subestações até o ponto em que o cabo 3/8” EAR suporte a corrente de curto de retorno. Neste caso a perda joule total de referência deverá ser computada considerando o

condutor especificado nas proximidades das subestações e o cabo 3/8” EAR no restante da linha.

8.1.3 - CORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO

Isolamento à tensão máxima operativa - O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deve considerar as características de contaminação da região, conforme clas-

sificação contida na Publicação IEC 815. A distância específica de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 desta norma, limitada a um mínimo de 14 mm/kV fase-fase

eficazes.

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O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deve manter-se íntegro estando a cadeia de isoladores em balanço sob ação de vento com período de retorno de, no

mínimo, 30 anos.

Deve ser mantida a distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e objetos situados no limite da faixa de servidão, nas condições

especificadas na NBR-5422, para velocidade do vento e ângulo de balanço de cabos e cadeias.

Isolamento a manobras - O risco de falha em manobras de energização e religamento da linha de transmissão deve estar limitado aos valores constantes da Tabela 1.

Tabela 1 – Risco máximo de falha a manobras de energização e religamento

Risco de falha (adimensional)

Manobra Entre fase e terra Entre fases

Energização 10-3 10-4

Religamento 10-2 10-3

8.1.4 - DESEMPENHO A DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

Deve ser nula a quantidade de desligamentos por descargas diretas nos cabos condutores para o perfil de terreno predominante da região.

Para níveis de tensão iguais ou superiores a 345 KV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou no máximo igual a um desligamento por cem

quilômetros por ano. Para LT 230 KV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou no máximo igual a dois desligamentos por cem quilômetros por

ano.

8.1.5 - EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA

Corona visual - linha de transmissão, incluindo cabos, ferragens das cadeias de isoladores e os acessórios dos cabos, não deve apresentar corona visual 90% do tempo, para as condi-

ções atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.

Rádio-interferência - A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, para a tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 50% do período de um ano. O sinal

adotado para o cálculo deverá ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea.

Ruído audível - O ruído audível no limite da faixa de servidão sob tensão máxima operativa deverá ser no máximo igual a 58 dBA , em qualquer uma das seguintes condições não

simultâneas:

(a) durante chuva fina (<0,00148 mm/min);

(b) durante névoa de 4 horas de duração;

(c) após chuva (primeiros 15 minutos).


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Campo elétrico - O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deve ser inferior ou igual a 5 kV/m. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em

função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

Campo magnético - O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão deve ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente a indução magnética de

83 µT. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

Desequilíbrio - Linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3

e 1/6 do comprimento total.

Linhas de transmissão em paralelo devem ter ciclos de transposição com sentido oposto. De forma análoga, linhas de circuito duplo devem ter os circuitos transpostos com ciclos de

transposição de sentido oposto.

Caso a linha de transmissão não seja transposta, o desequilíbrio de tensão de seqüências negativa e zero deve estar limitado a 1,5 %, em vazio e a plena carga.

8.2 - Requisitos Mecânicos

8.2.1 - CARGAS MECÂNICAS SOBRE OS CABOS

Estado básico - Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% da tração de ruptura do cabo. Para condições de vento com período de retorno de 50

anos, a tração axial deverá ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo. Para condições de vento extremo, a tração axial deverá ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.

Estado de tração normal (EDS) - No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de tracionamento conforme os valores indicados na Norma NBR-5422.

Estado de referência - A distância mínima ao solo do condutor “clearance“ será sem consideração de pressão de vento atuante.

Cargas mecânicas sobre as estruturas - Para o projeto mecânico dos suportes das linhas de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da

linha devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta (tormentas frontais

– “EPS extended pressure systems” e tormentas elétricas - “TS Thunderstorms”).

Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos os seguintes parâmetros:

(a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais de vento a 10m de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e 10

minutos;

(b) Velocidade máxima anual de vento a 10m de altura, com período de retorno de 150 e 250 anos, para linhas de tensão igual a 230 kV e superior, respectivamente, tempos de inte-

gração da média de 3 segundos e 10 minutos. ;

(c) Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10m de altura, referido ao tempo de integração da média de 10 minutos;

(d) Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.

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8.2.2 - FADIGA MECÂNICA DOS CABOS

É de inteira responsabilidade do Agente de Transmissão a elaboração de estudos, o desenvolvimento e a aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e

efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que os mesmos não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.

Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas deverão ter sua eficiência e durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferen-

tes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento e sem causar danos aos cabos.

8.2.3 - FUNDAÇÕES

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura a suas fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10.

Estas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições particulares de aplicação: Vão Gravante, Vão de Vento, Ângulo de desvio e Fim de LT,

Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações. As fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma

a adequar todos os esforços resultantes de cada torre as condições específicas de seu próprio solo de fundação.

As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os

parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:

(a) Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da LT com a conseqüente elaboração do plano de investigação geotécnica;

(b) Reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativamente e quantitativamente, determinando os parâmetros geomecânicos;

(c) Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto.

No cálculo das fundações deverão ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, quer no aspecto de sensibilidade, expansibili-

dade ou colaptividade levando-se em conta a sazonalidade.

A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécnico deverão ser executados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capaci-

dade suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.

9 - SISTEMAS DE PROTEÇÃO





Em instalações de transmissão novas os sistemas acima devem utilizar tecnologia digital numérica.

No caso de implantação de um novo vão em instalações de transmissão existentes, os sistemas deverão ser compatibilizados com os já instalados, devendo ser utilizado, sempre que

possível tecnologia digital numérica.


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Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático da atuação por defeito e sinalização local e remota de falha e

defeito.

Os sistemas devem possuir arquitetura aberta e utilizar protocolos de comunicação descritos em norma, de forma a não impor restrições à ampliação futura e à integração com siste-

mas e equipamentos de outros fabricantes.

Os sistemas devem possuir recursos de modo a possibilitar a intervenção das equipes de manutenção evitando que seja necessário o desligamento de equipamentos primários.

Todos os equipamentos e sistemas digitais devem atender aos requisitos das normas para compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instala-

ção em SE de extra-alta-tensão (EAT).

9.1 - Requisistos Técnicos de Sistemas de Proteção

Os transformadores de corrente para alimentação dos sistemas de proteção deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição das zonas de proteções unitárias de

equipamentos primários adjacentes.

A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos, é admitida

excepcionalmente proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única proteção.

Cada equipamento primário, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido por, no mínimo, dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se, quando

aplicável, a proteção intrínseca dos equipamentos.

As informações de corrente e tensão para cada conjunto de proteção (principal e alternada ou unitária e retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de TCs e secundários de TPs

diferentes.

As proteções sujeitas à operação acidental por perda de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação e alarme.

Os conjuntos de proteção principal e alternada (ou unitária e de retaguarda) deverão ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independen-

tes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que possam compartilhar.

Os sistemas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos discretos e dedicados para cada componente da instalação (linha de transmissão, transformador,

barramento, etc.) podendo os mesmos ser do tipo multifunção.

Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha, defeito ou a perda de um componente sem que isto acarrete em degradação do seu desempenho final.

Os sistemas de proteção deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ou tripolar.

Os sistemas de proteção deverão possuir no mínimo dois grupos de parâmetros de ajustes selecionáveis, local e remoto.

Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção, equipamentos de teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar

qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção.

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Os sistemas de proteção devem possuir características de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa compatíveis com os índices de desempenho do sistema elétrico

em condições de regime ou durante perturbações.

A TRANMISSORA deve realizar os estudos de coordenação da proteção de forma a confirmar o atendimento aos requisitos descritos no item acima, bem como deve manter uma base

de dados de ajustes das proteções para eventuais consultas.

9.2 - Sistema de proteção de linhas de transmissão

Os conjuntos de equipamentos instalados em todos os terminais da linha de transmissão devem ser idênticos (fabricante, marca e modelo), não sendo admissível à utilização de equipa-

mentos diferentes.

9.2.1 - ESQUEMAS DE RELIGAMENTOS

As linhas de transmissão devem ser dotadas de esquema de religamento automático, conforme filosofia definida a seguir:

(a) O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo e número de tentativas de religamento, com duas possibilidades: tripolar e monopolar. Na posição “tripolar” qualquer

ordem de disparo iniciada por proteção irá desligar os três pólos do disjuntor e iniciará o religamento tripolar. Na posição “monopolar”, o desligamento e o religamento dos dois termi-

nais da linha de transmissão deverão ser monopolares para curtos-circuitos fase-terra e tripolares para os demais tipos. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento

será tripolar;

(b) Em SEs com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deverá ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos dois disjuntores associados à

LT;

(c) Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade de ajuste de tempo morto, para religamento monopolar e tripolar;

(d) Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, um novo ciclo somente será permitido depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do

disjuntor;

(e) O sistema de proteção deverá ter meios para, opcionalmente, realizar somente o religamento automático quando da ocorrência de curtos-circuitos internos fase-terra;

(f) O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamento tripolar de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de sincronismo e por

unidades de supervisão de subtensão e sobretensão;

(g) A colocação/retirada de serviço, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religar, em se’s com arranjo do tipo anel ou disjuntor e meio, deverão ser realizadas através de chave

seletora e/ou do sistema de supervisão e controle da estação.


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9.2.1.1 - Esquema de Religamento Tripolar

(a) Os esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a eliminação de faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados

quando de aberturas manuais dos disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, falhas em barras, atuações de proteções de falha de disjuntor, recepção de sinal de

transferência de disparo direto constante do terminal remoto, atuações de proteção de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e, quando for o caso, por atuações

das proteções dos reatores de LT ou trafos;

(b) Qualquer um dos terminais da LT poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (LÍDER), e deverá religar após transcorrido o tempo morto. O outro terminal (SEGUI-

DOR) deverá ser religado com supervisão através de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais

deverão ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo;

(c) O terminal LÍDER deverá religar somente se não houver tensão na LT. O terminal SEGUIDOR deverá religar somente após a verificação de sincronismo e havendo nível de tensão

adequado do lado da LT. O relé de verificação de sincronismo deverá monitorar o módulo, o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.

9.2.1.2 - Esquema de Religamento Monopolar

(a) Os esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas monofásicas por proteções unitárias.

(b) As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada aplicação para prover a abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos à LT. Em

caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção de fases utilizadas deverão ser independentes das unidades de partida e medida da proteção;

(c) Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüên-

cias negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas de sobrealcance, caso seja necessário. Durante este período de tempo, qualquer

ordem de disparo para o disjuntor, como, por exemplo, vinda das outras fases, deverá ser tripolar, cancelando o religamento da linha de transmissão.

9.2.2 - RELÉ VERIFICADOR DE SINCRONISMO

Os relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar, deverão permitir o ajuste do tempo total de religamento, considerando a contagem de tempo

desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para as respectivas classes de tensão. Além disso, deverão possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem

angular, diferença de freqüência e permitir seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor: (1) Barra viva - linha morta; (2) Barra morta - linha viva; (3) Barra viva

– linha viva; (4) Barra morta - linha morta.

9.2.3 - LINHAS DE TRANSMISSÃO 750,500, 440 E 345 KV

Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção, do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente redundantes, pro-

vendo cada um deles completa proteção unitária e de retaguarda, ambas adequadas para a proteção da linha de transmissão em que forem instaladas, considerando ou não a utilização

de compensação série.

O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da linha de transmissão.

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As proteções unitárias, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser capazes de realizar, individualmente e independentemente, a detecção e eliminação de

faltas entre fases e entre fases e a terra para 100% da extensão da linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo intencional.

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha de transmissão, não deve exceder a 100 milissegundos.

Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases defeituosas para comandar o desligamento de forma mono ou tripolar.

Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases defeituosas para comandar o desligamento de forma mono ou tripolar.

No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:

(a) Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N), com pelo menos, três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para

cada zona. As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial;

(b) A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas;

(c) Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de

redutor de medida instalado na linha de transmissão (“line pick-up”);

(d) Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).

Se a proteção unitária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção:

(a) Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (PUTT);

(b) Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (POTT);

(c) Esquema de desbloqueio por comparação direcional (DCU);

(d) Esquema de bloqueio por comparação direcional (DCB);

(e) Esquema de transferência de disparo direto (DUTT).

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:

(a) Os requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos nos Requisitos Técnicos dos Sistemas de Telecomunicações;

(b) A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de

transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão

e a existência ou não de compensação série;

(c) A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção utilizado;

(d) Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida duran-

te a eliminação de faltas em linha de transmissão paralelas;

(e) Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal permissivo de disparo (“echo”) e para proteção de terminais com fraca alimentação (“weak infeed”);


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(f) No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de telecomu-

nicação (lógica para operação monocanal);

(g) Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão e recepção de sinais de teleproteção, independentemente do meio usado na comunicação,

sem risco de desligamento acidental e sem a necessidade de desligamento da linha de transmissão protegida.

As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser gradativas, compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e

fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo aos requisitos estabelecidos para proteção por relés de distancia em item acima.

No caso de terminais conectados a barras com arranjos do tipo disjuntor e meio ou anel, deve ser prevista lógica para proteção do trecho da linha de transmissão que permanece ener-

gizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta (linha de transmissão fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha de transmissão fechado(s) (“stub bus protection”).

Todo desligamento tripolar em um terminal da linha de transmissão deve gerar um comando a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência de disparo direto,

para efetuar desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica de recepção deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha de trans-

missão, daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.

As proteções Principal e Alternada devem possuir esquema para disparo por perda de sincronismo (78).

Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção Principal e Alternada para sobretensões (59) com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de

1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal.

(a) Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases;

(b) Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

Todo terminal de linha de transmissão deve possuir esquema para verificação de sincronismo, para supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores.

9.2.4 - LINHAS DE TRANSMISSÃO 230 KV

Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção unitária e proteção de retaguarda, adequadas para a proteção

da linha de transmissão em que for instalada.

O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da linha de transmissão.

O conjunto de proteção unitária deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da

linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo adicional.

O conjunto de proteção de retaguarda deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, sem retardo de tempo inten-

cional, para a maior extensão possível da linha de transmissão protegida, considerando os limites de exatidão dos ajustes dos relés e outras características da linha de transmissão.

O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária não deve exceder a 150 milissegundos. A proteção de retaguarda deve permitir a eliminação de todos os tipos de faltas,

mantida a coordenação com as proteções dos equipamentos adjacentes.

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Os conjuntos de proteção unitária e retaguarda devem permitir a seleção para comandar o desligamento de forma mono ou tripolar.

É vetada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases.

Em caso de opção pela utilização de proteções principal e alternada nestes níveis de tensão, deverão ser aplicados os requisitos especificados para estas proteções.

No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:

(a) Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N), com, pelo menos três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para

cada zona.As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial;

(b) A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N), com unidades instantâneas e temporizadas;

(c) Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de

divisor capacitivo de potencial instalado na LT (“line pick-up”);

(d) Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).

Se a proteção unitária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por meio de configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção:

(a) Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (“PUTT”);

(b) Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (“POTT”);

(c) Esquema de desbloqueio por comparação direcional (“DCU”);

(d) Esquema de bloqueio por comparação direcional (“DCB”);

(e) Esquema de transferência de disparo direto (“DTT”).

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:

(a) Os requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos nos Requisitos Técnicos dos Sistemas de Telecomunicações;

(b) A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de

transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão

e a existência ou não de derivações na LT;

(c) A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção utilizado;

(d) Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida duran-

te a eliminação de faltas em linhas de transmissão paralelas;

(e) Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal permissivo de disparo (“echo”) e para proteção de terminais com fraca alimentação (“weak

infeed”);


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(f) No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de telecomu-

nicação (lógica para operação monocanal);

(g) Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão e recepção de sinais de teleproteção, independentemente do meio usado na comunicação

e sem risco de desligamento acidental e sem a necessidade de desligamento da LT protegida.

A proteção de retaguarda deve ser gradativa, composta por relés de distância para fases e para fase-terra (21/21N), complementada por relé de sobrecorrente direcional de neutro

(67N), atendendo aos requisitos destas proteções.

No caso de utilização de relés de distância para as proteções unitárias e de retaguarda, as unidades instantâneas da proteção de retaguarda, em conjunto com as unidades em sobreal-

cance da proteção de retaguarda do outro terminal, podem ser utilizadas para formar um esquema de teleproteção, compartilhando o mesmo equipamento de telecomunicação exigido

para a proteção unitária.

Quando necessário ou aplicável, o desligamento em um terminal da linha de transmissão deve gerar um sinal a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência

direta de disparo, para efetivar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica da recepção deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento

da linha de transmissão, daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.

Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a

tensão nominal:

(a) Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases;

(b) Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

Todo terminal de linha de transmissão deve possuir esquema de verificação de sincronismo para supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores.

9.2.5 - LINHAS DE TRANSMISSÃO 138 KV

As linhas de transmissão em 138 kV que pertençam a Rede Básica, devem atender, no mínimo, aos mesmos requisitos básicos dos sistemas de proteção definidos para as linhas de

transmissão em 230 kV.

Nos casos que se justifique, poderá ser dispensada a exigência de utilização de esquemas de teleproteção, desde que utilizados dois conjuntos independentes de proteção.

9.3 - Sistemas de Proteção de Barramentos

9.3.1 - BARRAMENTOS 750, 500, 400, 345 ,230, 138KV

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação da proteção do barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, não deve ser superior a

100 milissegundos para barramentos de tensões iguais ou maiores que 345 kV e 150 milissegundos para os barramentos dos níveis de tensão inferiores.

Cada barramento da instalação, nas tensões acima, deve possui pelo menos um conjunto de proteção unitária, com as seguintes funções e características:

(a) Proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta impedância (87), ou comparação de fase, para as três fases;

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(b) Ser alimentada por secundários independentes dos transformadores de corrente;

(c) Possuir imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, com estabilidade para faltas externas e sensibilidade para faltas internas;

(d) Quando necessário, possuir sistema dedicado para limitar as sobretensões secundárias;

(e) Possuir supervisão para os secundários dos transformadores de corrente dentro de sua área de proteção, com bloqueio de atuação e alarme para o caso de abertura de circuito

secundário;

(f) Deve ser seletiva, desligando apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do barramento, mesmo no caso de arranjos de barramento com configuração variável por mano-

bra de seccionadoras;

(g) Deve ser evitada, sempre que possível, a utilização de transformadores de corrente auxiliares.

Em casos de instalação de novos vãos em subestações existentes, estes deverão se adaptar à proteção de barra existente. Caso isto não seja possível, a proteção de barra existente

deverá ser substituída.

9.4 - Sistema de Proteção de Transformadores

9.4.1 - TRANSFORMADORES COM MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO EM 750, 500, 440 OU 345 KV

Todo transformador nestes níveis de tensão deve dispor de três conjuntos de proteção:

(a) Proteção principal;

(b) Proteção alternada;


O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados ao transformador pelas

proteções unitárias, não deve exceder a 120 milissegundos.

Para transformadores de potência igual ou superior a 100 MVA, as funções diferenciais dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem utilizar os transformadores de corrente

localizados nas buchas e a outra os transformadores de corrente externos, respectivamente (se superpondo com as proteções dos barramentos adjacentes).

As proteções unitárias integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem possuir as seguintes funções e características:

(a) Proteção diferencial percentual trifásica ou três unidades monofásicas, com circuitos de restrição para tantos enrolamentos quantos necessários, com bloqueio ou restrição para 2º e

5º harmônicos e unidade diferencial instantânea ajustável (87);

(b) As proteções unitárias devem atuar sobre relés de bloqueio (86T), para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador.

As proteções de retaguarda, integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem possuir as seguintes funções e características atuando nos disjuntores através de relés

de disparo de alta velocidade:


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(a) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e de neutro, (50/51, 50/51N), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada um dos enrolamentos do trans-

formador;

(b) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de terra (50/51G), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada ponto de aterramento do transformador;

(c) Sobretensão de seqüência zero (64), quando necessária, para detecção de falhas à terra no enrolamento terciário, em transformadores com o terciário ligado em delta, sendo que

esta função deve ser prevista apenas para alarme;

(d) Proteção de sobrecarga (50/51-OLT), com temporizador (62-OLT) independente ajustável.


(a) Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento

do transformador através de relé de bloqueio (86T);

(b) Proteção para sobre temperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjunto-

res após temporização ajustável.

9.4.2 - TRANSFORMADORES COM MAIS ALTO NÍVLE DE TENSÃO EM 230 E 138 KV

Todo transformador nestes níveis de tensão deve dispor de três conjuntos independentes de proteção:

(a) Proteção unitária;

(b) Proteção de retaguarda;


O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados ao transformador, pelas

proteções unitárias não deve exceder a 150 milissegundos.

Estas proteções devem ter as mesmas funções e características descritas no item anterior.

9.5 - Sistema de Proteção de Reatores Shunt

Todo reator de 750, 500, 440, 345, 230 e 138 kV deve dispor de três conjuntos independentes de proteção:

(a) Proteção unitária; (b) Proteção de retaguarda; (c) Proteção intrínseca.

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, pelas proteções diferenciais não

deve exceder a 100 milissegundos para reatores em tensões acima de 345kV e 150 milissegundos para reatores em tensões até 230kV.

A proteção unitária deve possuir as seguintes funções e características:

(a) Proteção de sobrecorrente diferencial percentual (87R);

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(b) No caso de bancos de reatores monofásicos, a proteção diferencial deve ser trifásica, com conexão por fase entre os TCs do lado da LT ou do barramento e os TCs do lado do

neutro de cada reator;

(c) No caso de reatores trifásicos, é admitida a proteção diferencial monofásica, com conexão residual entre os TCs do lado da linha de transmissão ou do barramento e um único TC

existente no fechamento do neutro do reator. Caso existam TCs por fase no lado de neutro, a proteção diferencial deve ser trifásica.

A proteção de retaguarda deve possuir as seguintes funções e características:

(a) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e neutro (50/51 e 50/51N), localizada no lado da linha de transmissão ou do barramento do reator;

(b) Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de terra (50/51G) no aterramento do neutro do reator.


(a) Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento

do reator através de relé de bloqueio (86T);

(b) Proteção para sobre temperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjunto-

res após temporização ajustável.

As proteções do reator devem atuar sobre relé de bloqueio (86R), para:

(a) No caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s), abrir e bloquear o fechamento do(s) disjuntor(es) do reator;

(b) No caso de reatores diretamente conectados a linha de transmissão, abrir e bloquear o fechamento do(s) disjuntor(es) do terminal local da linha de transmissão associada, e enviar

transferência direta de disparo promovendo a abertura e o bloqueio de fechamento dos disjuntores remotos.

9.6 - Sistema de proteção de Bancos de Capacitores em Derivação

O sistema de proteção de banco de capacitores em derivação deve levar em consideração a potência em MVAr, a configuração do banco, a quantidade e características das unidades

capacitivas e o nível de tensão.

Os requisitos aqui definidos se aplicam aos bancos de capacitores de tensão igual ou superior a 138 kV.

O tempo total de eliminação de faltas no circuito entre o barramento e o banco de capacitores, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de

abertura do disjuntor, não deve exceder a 150 milissegundos.

O sistema de proteção deve atender aos seguintes requisitos de caráter geral:

(a) As unidades capacitivas devem ser dotadas de proteção intrínseca para defeitos internos e de resistores próprios com a finalidade de promover a descarga do banco em tempo

hábil;

(b) Ser seletivo para faltas externas no sistema elétrico e imune a transitórios oriundos de chaveamentos e à presença de harmônicos;


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(c) Durante as manobras de bancos de capacitores, devem ser previstas, se necessário, condições de bloqueio de unidades instantâneas de relés de sobrecorrente de retaguarda, para

evitar operações indevidas.

O sistema de proteção para a eliminação de todos os tipos de curtos-circuitos shunt no circuito entre o barramento e o BC propriamente dito, incluindo defeitos oriundos do estabe-

lecimento de arco elétrico entre “racks“ capacitivos, deve ser composto por relés de sobrecorrente com unidades instantâneas e temporizadas de fase e de terra (50/51), (50/51N).

Adicionalmente, deve ser prevista a extensão para este circuito, da proteção diferencial de barramento da SE (87).

O sistema de proteção para sobretensões permanentes, oriundas do sistema elétrico, deve ser efetuado através de relés de sobretensão de fase (59), podendo-se utilizar para este fim

proteção de sobretensão de barra, caso a mesma tenha sido prevista para a instalação.

O sistema deve prover proteção para desequilíbrios que possam causar sobretensões danosas às unidades capacitivas. Estas proteções deverão atuar em relés de bloqueio próprios dos

BC’s.

9.7 - Sistema de Proteção de BC´s Série

Os bancos de capacitores série devem ser protegidos de acordo com a recomendação de seu fabricante, possuindo no mínimo as seguintes proteções, atuando através de relés de

bloqueio próprios:

(a) Proteção para ressonância subsíncrona;

(b) Proteção para desequilíbrio de corrente;

(c) Proteção para sobrecorrente no “GAP” ou “MOV”;

(d) Proteção para descargas à plataforma;

(e) Proteção para sobrecarga.

9.8 - Sistema de Proteção Para falha de Disjuntor

Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detectores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes

características:

(a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam sobre o disjuntor protegido;

(b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes da atuação no relé de bloqueio;

(c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falha, em caso de recusa de abertura do

disjuntor;

(d) Possuir sensores de sobrecorrente de fase e terra, ajustáveis, de alta relação operação/desoperação e temporizadores ajustáveis.

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Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como transformadores e reatores, devem permitir a inicialização através de sinais de operação das

proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existem níveis de corrente suficientes para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de

disjuntor. Nestes casos, devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente,

de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos nestes equipamentos, inclusive aqueles não capazes de sensibilizar os relés de supervi-

são de corrente do referido esquema.

O tempo total de eliminação de faltas pelo esquema de falha de disjuntores, incluindo o tempo de operação do relé de proteção (50/62BF), dos relés auxiliares e o tempo de abertura

dos disjuntores, não deve exceder a 250 milissegundos para os níveis de tensão de 750, 500 e 440 kV, e a 300 milissegundos para os níveis de tensão de 345, 230 e 138 kV.

A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, suficientes para a eliminação da falha, promovendo,

quando necessário, a transferência direta de disparo para o(s) disjuntor(es) remoto(s).

No caso de barramento com configuração variável por manobras de seccionadoras, a proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a desco-

nectar apenas a seção defeituosa.

Os relés auxiliares de desligamento devem ter o tempo de operação de 3 milissegundos na tensão nominal, e ser fornecidos com contatos disponíveis para:

(a) Comandar disparo local (bobinas de desligamento 1 e 2);

(b) Chavear transmissores;

(c) Partir religamento;

(d) Iniciar a proteção de falha de disjuntor, quando aplicável;

(e) Acionar o alarme e a partida do registrador digital de perturbação;

(f) Acionar uma entrada digital do sistema de supervisão/controle.

9.9 - Documentação Técnica

A TRANSMISSORA deve manter a documentação técnica das instalações de transmissão pertencentes à Rede Básica disponível para consulta quando requerida, incluindo:

(a) Diagramas funcionais;

(b) Diagramas de blocos;

(c) Diagramas unifilares e trifilares;

(d) Vistas de painéis, diagramas de legenda;

(e) Listas de materiais, circuitos internos dos dispositivos;

(f) Manuais de operação e catálogos dos equipamentos;

(g) Memórias de cálculo dos ajustes das proteções;


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(h) Relatórios de ensaios, inclusive os realizados na fase de comissionamento.

10 - SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES

O subsistema de registro digital de perturbações nas subestações deve se constituir de um ou mais registradores digitais de perturbações (RDP), independentes das demais funções de

proteção, controle ou supervisão, contemplando as seguintes funções:

(a) Aquisição e armazenamento de correntes e tensões (canais analógicos);

(b) Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais);

(c) Localização de faltas em linhas de transmissão;

(d) Comunicação para a transferência dos dados do RDP para o concentrador local ou independente, para acesso remoto desde o concentrador de dados central.

As funções acima devem permitir, quando da ocorrência de uma falta no sistema elétrico, a análise do comportamento das grandezas elétricas, do desempenho da proteção, além da

indicação da distância em que a falta ocorreu.

Para as novas instalações de transmissão devem ser previstos registradores digitais de perturbação com configuração de canais de entradas analógicas (corrente e tensão) e entradas

digitais suficientes para permitir o completo monitoramento e registro, de acordo com os requisitos descritos nos Requisitos Mínimos de Registro.

Para novos vãos em instalações de transmissão existentes, devem ser previstos registradores digitais de perturbação para o monitoramento dos novos vãos instalados, ou a expansão

dos registradores existentes, de acordo com os requisitos descritos nos Requisitos Mínimos de Registro.

Os registradores digitais de perturbação acrescidos nas instalações de transmissão existentes deverão ser integrados ao sistema de coleta de dados existente (concentrador de dados

local ou acesso remoto).

10.1 - Descrição Funcional

Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e corrente) devem ser amostradas em intervalos de tempo regulares atendendo aos requisitos de

resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital e armazenadas em memória.

Em situação normal, o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas analógicas e digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por

amostras mais recentes (“buffer“ circular), mantendo sempre um quadro completo dos dados abrangendo um intervalo de tempo igual ao tempo de pré-falta ajustado.

Havendo o disparo do RDP, os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente arquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados

de falta, os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento, mesmo que este tempo seja muito pequeno.

Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as amostragens efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se esgote

o tempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coleta de dados relativa àquela ocorrência.

Os dados referentes a uma perturbação devem estar armazenados em memória própria, devendo ser possível, quando solicitado, a sua transmissão para análise remota, por meio do

concentrador de dados local ou acesso remoto, manual ou automaticamente.

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O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo.

10.2 - Disparo do Registrador Digital de Perturbações

O RDP deve ser disparado para a memorização na ocorrência de qualquer uma das condições listadas a seguir, ou por qualquer combinação delas, devendo ser livremente configurável

(programável) pelo usuário:

(a) Disparo por variação do estado da proteção;

(b) Disparo por violação de limites operacionais;

(c) Disparo por lógica digital;

(d) Disparo manual, local ou remoto.

O disparo do RDP deve ser feito através de sensores próprios, por rotina computacional, por contatos externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável,

local e remotamente.

10.3 - Sincronização de Tempo

Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro.

O RDP deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, de forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de Posicionamento

por Satélites (GPS), com erro máximo inferior a um milissegundo.

10.4 - Requisitos de compatibilidade eletromagnética

A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídas do RDP de emissões eletromagnéticas.

O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalações de transmissão de EAT.

10.5 - Característica dos sinais de entrada e saída

As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal de entrada e o seu registro inferior a dois milissegundos.

As entradas analógicas devem possuir as seguintes características:

(a) Ser configuráveis para corrente e tensão;

(b) Possuir tempo de atraso entre canais menor do que um grau elétrico, referido à 60 Hz.

As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:


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Tabela 1 – Características das Entradas de Tensã


Tensão nominal (Vn) 115 e 115/ 3 V

Faixa de medição 0 a 2,0Vn

Sobretensão permanente 2,0 Vn


Erro de ângulo de fase 1,0 milissegundo

Exatidão da amplitude do registro 2%

Consumo da entrada 2,0 VA

Resolução do dado menor ou igual a 1% a 60 Hz

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As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:

Tabela 2 – Características das Entradas de Corrente


Corrente nominal (In) 1 ou 5 A rms

Faixa de medição 0 a 20 In

Detecção de corrente contínua até a saturação:

• Com 1 In 1,5 segundos

• Com 20 In 50 milissegundos

Sobrecorrente:

• Permanente 2 In

• 1 segundo 20 In

Erro de ângulo de fase de registro 1,0 milissegundo

Exatidão amplitude:

• De 0 a 1 In 1%


Consumo individual 2,0 VA

A exatidão e os erros de ângulo de fase mencionados nas tabelas acima, referem-se à relação entre o sinal de entrada e o seu registro apresentado no programa de análise.

As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos:

(a) Defeito no sistema;

(b) Registrador disparado;

(c) Falha na comunicação remota;

(d) 75% de sua capacidade de armazenar esgotada;

(e) Indicação de estado de operação normal.

10.6 - Capacidade de registro de ocorrências

O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso de várias faltas conse-

cutivas dispararem o registrador.


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O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 milissegundos de dados de pré-falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000

milissegundos.

O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido depois da desoperação dos sensores e de transcorrido o tempo de pós-falta ajustado.

Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova perturbação, o registrador deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o tempo

já transcorrido da anterior.

10.7 - Requisitos de comunicação

O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções local e remota.

Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados em rede. Um concentrador de dados local conectado a esta rede realizará a função de comunicação com o

concentrador de dados central. Nos locais onde já existe rede de oscilografia, os novos equipamentos deverão ser integrados à mesma.

A transferência remota dos dados poderá ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade

dos mesmos. O descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por solicitação.

O protocolo deve estar de acordo com a norma ISO aplicável, ser aberto e formalmente descrito de modo que se possa conectar o RDP a outros sistemas digitais já existentes ou a

serem desenvolvidos.

10.8 - Requisitos mínimos de registro

10.8.1 - TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO DE 750, 500, 440 E 345 KV

Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:

(a) Correntes das três fases e corrente residual da LT;

(b) Tensões das três fases e tensão residual.


(a) Desligamento pela proteção unitária principal de fases;

(b) Desligamento pela proteção de retaguarda principal de fases;

(c) Desligamento pela proteção unitária alternada de fases;

(d) Desligamento pela proteção de retaguarda alternada de fases;

(e) Desligamento pela proteção unitária principal de terra;

(f) Desligamento pela proteção de retaguarda principal de terra;

(g) Desligamento pela proteção unitária alternada de terra;

(h) Desligamento pela proteção de retaguarda alternada de terra;

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10.8.2 - TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO DE 230 E 138 KV


(a) Correntes das três fases e corrente residual da linha de transmissão;

(b) Tensões das três fases e tensão residual da linha de transmissão.


(a) Desligamento pela proteção unitária de fases;

(b) Desligamento pela proteção retaguarda de fases;

(c) Desligamento pela proteção unitária de terra;

(d) Desligamento pela proteção retaguarda de terra;

(e) Desligamento pela proteção unitária de sobretensão;

(f) Desligamento pela proteção de retaguarda de sobretensão;

(g) Recepção de sinais de teleproteção;

(h) Transmissão de sinais de teleproteção;

(i) Atuação de bloqueio por oscilação de potência;

(j) Atuação de religamento automático;

(k) Atuação do esquema de falha de disjuntor;

(l) Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

10.8.3 - BARRAMENTOS DE 750, 550, 440, 345, 230 E 138 KV

Deverão ser supervisionadas, por seção de barramento, as seguintes grandezas digitais:

(a) Desligamento pela proteção – fase A;

(b) Desligamento pela proteção – fase B;

(c) Desligamento pela proteção – fase C.

10.8.4 - TRANSFORMADORES COM MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO EM 750, 500, 440, 345 KV


(a) Correntes das três fases do lado de AT;

(b) Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação;


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(i) Desligamento pela proteção principal de sobretensão;

(j) Desligamento pela proteção alternada de sobretensão;

(k) Desligamento pela proteção para perda de sincronismo;

(l) Recepção de sinais de teleproteção;

(m) Transmissão de sinais de teleproteção;

(n) Atuação de bloqueio por oscilação de potência;

(o) Atuação de religamento automático;

(p) Atuação do esquema de falha de disjuntor;

(q) Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

10.8.5 - TRANSFORMADORES COM MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO EM 230 E 138 KV


(a) Correntes das três fases do lado de AT;

(b) Correntes das três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação;

(c) Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.


(a) Desligamento pela proteção unitária;

(b) Desligamento pela proteção de retaguarda;

(c) Desligamento pela proteção de neutro, para cada ponto de aterramento;

(d) Desligamento pelas proteções intrínsecas.

10.8.6 - REATORES DE 750, 500, 440, 345, 230 E 138 KV


(a) Correntes das três fases;

(b) Corrente de seqüência zero.



(b) Desligamento pela proteção de retaguarda de fases;

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(c) Desligamento pela proteção de retaguarda de neutro;

(d) Desligamento pelas proteções intrínsecas.

10.8.7 - BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO


(a) Correntes das três fases do banco;

(b) Corrente ou tensão de seqüência zero por ponto de aterramento, se houver.



(b) Desligamento pela proteção de retaguarda;

(c) Desligamento pela proteção de neutro, por ponto de aterramento;

(d) Desligamento pela proteção de desequilíbrio de corrente.

10.8.8 - BANCO DE CAPACITORES SÉRIE


(a) Correntes das três fases do banco;

(b) Corrente do “GAP” ou “MOV”;

(c) Corrente de descarga para plataforma.


(a) Desligamento pela proteção de descarga para plataforma;

(b) Desligamento pela proteção de sobrecarga;

(c) Desligamento pela proteção para ressonância subsíncrona;

(d) Atuação da proteção de sobrecorrente do “GAP” ou “MOV”.

11 - SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÃO

11.1 - Requisitos Técnicos de Telecomunicação para Teleproteção

A teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído e quando da ruptura de condutores da linha de transmissão (utiliza-

ção de lógica de “unblocking”).

Os equipamentos de teleproteção devem possuir chaves de testes de modo a permitir intervenção nos mesmos sem que seja necessário desligar a linha de transmissão.


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11.1.1 - TELEPROTEÇÃO DO 750, 500, 440 E 345 KV

Deverão ser utilizados equipamentos de telecomunicação independentes e redundantes para a proteção Principal e Alternada, preferencialmente utilizando meios físicos de transmissão

independentes, de forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via.

Cada equipamento de comunicação deve possuir no mínimo dois canais de teleproteção. Desta forma, a proteção da LT contará, no mínimo, com 4 canais de teleproteção, sendo dois

associados à Principal e dois associados à Alternada.

Os esquemas de transferência de disparo direto, em cada proteção, deverão ser realizados através da utilização de dois canais de comunicação de cada uma delas. As saídas dos

receptores de transferência de disparo deverão ser ligadas em série, de tal forma que ambas as unidades deverão receber o sinal antes de executar o comando de disparo. Deverá ser

prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais de comunicação.

Os canais de transferência de disparo permanecerão permanentemente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (quando da ocorrência de falha na abertura de disjuntores,

atuação de proteções de reatores, proteções de sobretensão, etc.) e temporariamente acionados quando atuados pelas proteções de LT. A lógica de recepção de sinal de transferência

de disparo deverá acionar um relé auxiliar de disparo de alta velocidade. O esquema de recepção deverá ter meios para identificar os sinais de transferência de disparo direto para os

quais o religamento automático deve ser permitido, daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido.

Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medidas em sobrealcance, um dos canais de cada proteção deverá ser acionado pelas unidades de medida de sobrealcance

da proteção de LT. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de comparação direcional por sinal de bloqueio estes canais serão acionados por unidades de medida reversas

das proteções de linha de transmissão. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas de subalcance, estes canais serão acionados pelas unidades de medida de

subalcance das proteções de LT.

11.2 - Requisitos Técnicos de Telecomunicação para Teleproteção

11.2.1 - TELEPROTEÇÃO DO 750, 500, 440 E 345 KV

Os canais de telecomunicação deverão ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações. O tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebi-

mento no terminal oposto deve ser menor que 15 milissegundos.

Deverá ser previsto o registro de transmissão e recepção de sinais associados à atuação da teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando facilitar

a análise de ocorrências pós-distúrbios.

11.2.2 - TELEPROTEÇÃO DO 230 E 138 KV

Devem ser previstos para a proteção unitária no mínimo dois canais independentes, atendendo aos requisitos definidos para os equipamentos de teleproteção das linhas de transmissão

de tensão igual ou superior a 345 kV, onde aplicável.

11.3 - Requisitos Técnicos de Telecomunicação para Trnasmissão

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As funções de supervisão/controle, proteção (parametrização remota, oscilografia, localização de falta, etc.) e registro de perturbações devem utilizar enlaces de telecomunicação distin-

tos e dimensionados de forma a suportar o carregamento imposto pela respectiva função.

As interligações de dados entre as instalações de transmissão e o(s) centro(s) de operação, tanto do ONS quanto das TRANSMISSORAS envolvidas, devem ser implementadas confor-

me especificado nos Requisitos de Tele-supervisão para a Operação.

11.4 - Requisitos Técnicos de Telecomunicação para Transmissão de Voz

Os serviços de transmissão de voz entre as instalações de transmissão e os centros de operação, tanto do ONS quanto das TRANSMISSORAS envolvidas, devem ser implementados

conforme os requisitos estabelecidos nos Requisitos de Telecomunicações.

11.5 - Requisitos Técnicos do Sistema de Suprimento de Energia

O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as seguintes características:

(a) Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação;

(b) Dois bancos de baterias com autonomia total de, no mínimo, 12 horas, dimensionados para a carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados;

(c) No caso de utilização de baterias chumbo-ácidas, os bancos de baterias deverão estar acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de

exaustão de gases;

(d) As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações, com margem de

mais 30% no dimensionamento.

12 - SISTEMA DE SUPERVISÃO/CONTROLE

A TRANSMISSORA deve prover um conjunto de recursos de supervisão e controle que pode ser constituído de um Sistema de Supervisão e Controle Local (SSCL) ou uma Unidade

Terminal Remota (UTR) e, eventualmente, outros equipamentos dedicados necessários para atender aos requisitos aqui especificados para interconexão com o(s) centro(s) de operação

designado(s) pelo ONS. Notar que, em algumas instalações, estes recursos poderão se resumir em apenas uma UTR, dispensando outros sistemas, desde que atendidos todos os

requisitos de interconexão com o ONS, aqui apresentados. Ao longo deste texto, estes equipamentos e sistemas serão genericamente designados por recursos de supervisão e controle

da instalação.

A critério da TRANSMISSORA, estes recursos poderão incluir, também, o conjunto de equipamentos, acessórios, software e outros necessários à execução das funções de supervisão/

controle local ou remoto da instalação a partir de um centro de operação da TRANSMISSORA ou de sala de controle remota, sem detrimento das funções citadas acima.

Compreende critérios de supervisão e controle a serem atendidos por agentes concessionários dos equipamentos de transmissão, quando da ampliação de instalações (subestações) já

existentes e/ou pertencentes a outros agentes.

Os recursos de supervisão e controle da instalação deverão ser suficientes para garantir a operação segura e eficiente da mesma, seja ela executada de forma local ou remota.

Em particular, a interconexão com o ONS deve atender aos requisitos definidos nos Requisitos de Tele-supervisão para a Operação.


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Desta forma, os recursos de supervisão e controle da instalação deverão incluir um conjunto de equipamentos, funções e acessórios necessários e suficientes para:

(a) Aquisição de dados, incluindo grandezas digitais e analógicas;

(b) Registro seqüencial dos eventos operativos (SOE) verificados na operação da instalação;

(c) Interconexão simultânea com um ou mais centros de operação remotos, permitindo a transmissão das informações coletadas (dados digitais, grandezas analógicas e seqüência de

eventos) e recepção de telecomandos;

(d) Comando remoto, seja de manobra ou de seleção, dos equipamentos da instalação, através do envio do sinal de comando a partir de um eventual centro de operação ou sala de

controle remota;

(e) Relógio interno com exatidão mínima de 1 ms, sincronizado através de sinal de satélite (GPS).

Em cada instalação de transmissão, os recursos de supervisão e controle devem ser configurados de forma a atender a diferentes requisitos de taxa de aquisição de dados, conforme

especificado nos Requisitos de Tele-supervisão para a Operação.

12.1 - Aquisição Grandezas Analógicas

A disponibilização das grandezas analógicas para os centros remotos deve ser por varredura com período parametrizável. Eventualmente, podem ser utilizadas técnicas de transmissão

por exceção, desde que suportadas pelo protocolo de comunicação. Quando utilizada banda morta, esta deve ser configurável por grandeza.

12.2 - Aquisição Dados Digitais

Toda a aquisição de dados digitais deve ser feita com selo de tempo. A exatidão do selo de tempo deve ser tal que o erro não pode ser maior que 1 ms e a capacidade de resolução

entre eventos deve ser de, no mínimo, 1 ms. O relógio interno a ser utilizado para a base de tempo do selo de tempo deve atender ao requisito de precisão anteriormente especificado.

12.3 - Registro Seqüencial de Eventos

O registro seqüencial de eventos deve monitorar todos os principais pontos da instalação de forma a permitir uma plena análise da ocorrência.

O relógio interno e o selo de tempo utilizado devem ter a mesma exatidão e resolução especificadas para a aquisição de dados digitais.

12.4 - Comando Remoto

Dependendo de decisão da TRANSMISSORA, os recursos de supervisão e controle da instalação poderão ter conexão com um eventual centro de controle remoto da TRANSMISSORA

ou por ela contratado para operar seus equipamentos de forma a permitir a operação da instalação via sinais de comando enviados por tal centro remoto, além da transferência de

dados e informações da instalação.

13 - TELE-SUPERVISÃO PARA OPERAÇÃO

13.1 - Interligação de Dados

É responsabilidade do Agente prover todas as interligações de dados necessárias para atender os requisitos de supervisão e controle especificados.

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13.2 - Funções de Supervisão e Controle e Aquisição de Dados

Os recursos de supervisão e controle requeridos aos diversos Agentes visam prover informações e telecomando aos COS do ONS de forma a viabilizar a execução, nestes Centros, de

uma série de funções, classificadas em:

13.3 - Funções Básicas

13.3.1 - SCADA - SUPERVISÃO, CONTROLE E AQUISIÇÃO DE DADOS

(1) Aquisição de dados, incluindo telemedições e variações de estado;

(2) Tratamento dos dados primários;

(3) Tratamento de atributos de qualidade dos dados;

(4) Cálculo de grandezas derivadas de telemedições e/ou variações de estado;

(5) Verificação de limites e geração de alarmes;

(6) Integralização de telemedições e de grandezas derivadas;

(7) Registro de alarmes e eventos;

(8) Seqüenciamento de eventos (SOE);

(9) Controle remoto de equipamentos para viabilizar o Controle Automático de Geração (CAG) e o Controle Automático de Tensão (CAT);

(10) Sincronismo de Tempo;

(11) Distribuição de dados.

13.3.2 - MONITORAÇÃO E CONTROLE DA GERAÇÃO

(1) Controle Automático de Geração (CAG) convencional e hierárquico - freqüência e intercâmbio;

(2) Monitoração e controle da reserva operativa;

(3) Monitoração do desempenho do CAG;

(4) Controle de erro de Tempo.

13.3.3 - MONITORAÇÃO E COORDENAÇÃO DO PERFIL DE TENSÃO

Aplicações de otimização da utilização dos recursos de reativos, que poderão, em instalações estratégicas e especiais para a manutenção do perfil de tensão sistêmico, requerer, de

forma automática, o acionamento remoto de tap de transformador.

13.3.4 - FUNÇOES DE ANÁLISE DE REDE

Em regime permanente:


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(i) tempo real: configurador de rede, estimador de estado, redutor de redes, análise de contingência, fluxo de potência e reprogramação corretiva;

(ii) modo estudo: configurador de rede, modelador de rede, fluxo de potência do operador, redutor de rede, análise de contingência e fluxo de potência ótimo.

13.3.5 - HISTÓRICO

1) Registro:

(i) estado do sistema elétrico;

(ii) estado do sistema de telemedição;

(iii) estado do sistema hidrológico;

(iv) programação da operação;

(v) violações, alarmes e desvios da programação.

(2) Visualização:

(i) de todas as amostragens de um item por intervalo de tempo;

(ii) de um conjunto de itens amostrados em um determinado instante.

13.3.6 - INTERFACES COM A PROGRAMAÇÃO, PLANEJAMENTO, PRÉ-OPERAÇÃO E PÓS-OPERAÇÃO

(1) Alimentação do ambiente de tempo real com a programação;

(2) Alimentação das funções de análise de redes (controle preventivo);

(3) Alimentação das funções de análise da qualidade da operação.

13.3.7 - SIMULADOR PARA TREINAMENTO DE OPERADORES

13.4 - Funções Complementares

13.4.1 - MONITORAÇÃO E COORDENAÇÃO DO PERFIL DE TENSÃO

Ações do controle automático de tensão para atuação remota em síncronos e em compensadores estáticos controláveis (FACTS);

13.4.2 - FUNÇÕES DE ANÁLISE DE REDE

Análise Dinâmica:

(i) tensão;

(ii) transitórios.

13.4.3 - SISTEMAS ESPECIALIZADOS PARA TRATAMENTO DE ALARMES

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13.4.4 - Sistema especializados para recomposição após perturbação

13.5 - Requisitos Gerais de Supervisão e Controle

É de exclusiva responsabilidade dos Agentes com equipamentos na Rede de Supervisão, instalar os equipamentos de medição e controle e disponibilizar todas as informações a um ou

mais centros de operação designados pelo ONS, conforme requisitos aqui especificados, incluindo o protocolo de comunicação e os tempos de aquisição.

Exceto quando explicitamente dito em contrário, todas as informações transferidas pelos Agentes para o ONS devem estar em valor de engenharia correspondentes aos dados coletados

nas instalações, não sendo aceitável qualquer outro tipo de processamento prévio. Entende-se como processamento prévio cálculos do tipo:

(a) Cálculos a partir de outras informações;

(b) Filtragens, como por exemplo resultados do estimador de estado.

13.6 - Identificação das Grandezas a serem Telemedidas e dos Telecont roles da Rede de Supervisão

13.6.1 - INFORMAÇÕES PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO

Para cada equipamento da Rede de Supervisão, as seguintes informações de grandezas analógicas e de sinalizações de estado deverão ser transferidas para o Centro de Operação

Controlador da Área conforme especificado a seguir:

13.6.1.1 - Medições Analógicas

(1) Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos centros de operação;

(2) O período de transferência deverá ser parametrizável por centro, devendo os sistemas ser projetados para suportar períodos de pelo menos 4 segundos;

(3) As seguintes informações deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação:

(i) uma (01) medição do módulo de tensão fase-fase1 em kV de cada barramento que possa formar um nó elétrico ou, caso venha a ser adotado o arranjo em anel, uma medição do

módulo de tensão fase-fase1 em kV nos terminais de cada equipamento que a ele se conectem (linhas de transmissão, transformadores, etc.);

(ii) uma (01) medição do módulo de tensão fase-fase (A medição de tensão deverá ser reportada ao ONS como sendo fase-fase, no entanto, este valor poderá ser obtido por cálculo

a partir de uma medição fase-neutro) em kV no ponto de conexão entre a linha de transmissão e a(s) compensação(ões) série, caso a instalação contemple compensação série na(s)

linha(s);

(iii) nas linhas de transmissão, uma (01) medição do módulo de tensão fase-fase1 em kV no ponto de conexão entre a compensação série estática e a variável (l), se aplicável;

(v) Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr nos terminais de todas as linhas transmissão;

(vi) Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr e corrente em Ampère do primário e secundário de transformadores;

(vii) Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr e corrente em Ampère do terciário de transformadores que tenham cargas conectadas;

(viii) No caso de transformadores abaixadores, na fronteira da Rede de Supervisão, basta medição no lado de alta da potência trifásica em MW e reativa em MVAr e da corrente em

Ampère;


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(ix) potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr por gerador;

(x) posição de tap de transformadores equipados com comutadores sob carga, desde que tecnicamente viável; Nos casos em que se constate este tipo de inviabilidade, esta deverá ser

eliminada quando da substituição do transformador;

(xi) corrente em Ampère nos terminais de todas as linhas de transmissão;

(xii) corrente em Ampère nos eletrodos de terra dos elos de corrente contínua;

(xiii) potência trifásica reativa em MVAr de todos equipamentos de compensação reativa dinâmicos, tais como compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis;

(xiv) freqüência em Hz nos principais barramentos.

13.6.1.2 - Sinalização de estado com selo de tempo de:

(1) Todas as chaves e disjuntores utilizadas na subestação, incluindo-se chaves de “by pass”, sendo que para as chaves não é necessário o selo de tempo;

(2) Estado operacional de unidades geradoras, incluindo:

(i) operando sob CAG;

(ii) operando em manual;

(iii) operando em vazio;

(iv) operando como síncrono;

(v) parada;

(3) Estado operacional e alarmes dos equipamentos utilizados nos esquemas especiais de proteção; No caso dos esquemas terem atuações em instalações fora da Rede de Supervisão,

serão buscadas alternativas de monitoração, definidas em comum acordo entre o ONS e o Agente;

(4) Indicação de atuação de disjuntores pela proteção ou por ação do operador;

(5) Relés de bloqueio;

(6) Estado operacional de dispositivos de controle de FACTS, tais como os power oscillation dampers das compensações série de linhas;

(7) Estado dos comutadores sob carga (em automático/manual/remoto);

(8) Alarmes de temperatura de rotor e estator de compensadores síncronos;

(9) Alarmes de temperatura de enrolamento e óleo de transformadores e reatores;

(10) Estado operacional de unidades terminais remotas, sistemas de supervisão e controle local e de concentradores de dados.

13.6.1.3 - Demais requisitos

(1) Todas as sinalizações devem ser reportadas por exceção;

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(2) O sistema de supervisão e controle da instalação ou a unidade terminal remota deverá estar apto a responder a varreduras de integridade feitas pelo ONS que poderão ser periódi-

cas, com período parametrizável, tipicamente a cada 1 hora, sob demanda ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle do ONS;

3) Os sistemas de supervisão e controle local ou as unidades terminais remotas de cada instalação com equipamentos na Rede de Supervisão deverão ser capazes de armazenar o selo

de tempo das sinalizações com uma exatidão melhor ou igual a 1 milissegundo, com sincronismo por GPS.

13.7 - Requisitos de Telecomando para o controle de Tensão

Por razões sistêmicas, o controle de tensão poderá ser feito através de Controles Automáticos de Tensão – CAT instalados em Centros de Operação do ONS , telecomandando, em

instalações relevantes, os seguintes equipamentos de controle de tensão:

(a) Compensadores síncronos;

(b) Compensadores estáticos controláveis;

(c) Comutadores sob carga de transformadores.

O ONS definirá a relação de equipamentos que deverão ter este tipo de controle, a qual será registrada em rotina específica.

Dentre os telecomandos realizados pelos CAT, exclui-se toda e qualquer ação de energização e desenergização de equipamentos, sendo ainda resguardados pela atuação desses CAT,

os limites operativos dos equipamentos declarados pelos seus Agentes proprietários.

13.7.1 - EXATIDÃO DA MEDIÇÃO

Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de precisão garanta uma exatidão mínima de 1% e as demais de 2%. Tal exatidão deve englobar toda

a cadeia de equipamentos utilizados, tais como transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital, etc.

13.7.2 - IDADE DO DADO

Define-se como “idade máxima do dado” o tempo máximo decorrido entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção no(s) centro(s) designado(s)

pelo ONS.

O tempo necessário para a chegada de um dado ao centro designado pelo ONS inclui o tempo de aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e sua transmissão

através dos enlaces de comunicação até o centro.

A idade máxima de um dado coletado por varredura (periodicamente) deve ser inferior à soma do tempo de varredura do mesmo adicionado de: (a) 4 segundos em média; (b) 10

segundos no máximo.

A “idade máxima de um dado coletado por exceção” deve ser inferior a 8 segundos.

13.7.3 - PARAMETRIZAÇÃO

Todos os períodos de aquisição acima especificados devem ser parametrizáveis, sendo que os valores apresentados se constituem em níveis mínimos.


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13.7.4 - BANDA MORTA

Sempre que os dados analógicos aquisitados e transferidos para o ONS forem filtrados por banda morta, o valor da mesma deve ser definido de comum acordo entre o ONS e o Agente.

13.7.5 - INTERLIGAÇÃO DE DADOS

Os recursos especificados neste subitem devem ser disponibilizados, conforme apropriado, através das seguintes interligações de dados:

(a) Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle;

(b) Interligações para atender aos requisitos do controle automático de geração.

13.8 - Identificação das Informações para o Seqüenciamento de Eventos

13.8.1 - INTERLIGAÇÃO DE DADOS

Os recursos especificados neste subitem devem ser disponibilizados através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle.

13.8.2 - RESOLUÇÃO E EXATIDÃO DO SELO DE TEMPO

Entende-se como resolução a capacidade de discriminar eventos ocorridos em tempos distintos.

Entende-se por exatidão o grau de aproximação do selo de tempo ao tempo absoluto de ocorrência do evento.

As unidades terminais remotas ou os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma

resolução entre eventos menor ou igual a 5 milissegundos. Valores de resolução menores a este poderão ser estabelecidos pelo ONS em conjunto com os Agentes desde que venha a

ser comprovada a sua viabilidade no tocante à disponibilidade de recursos tecnológicos a custos adequados. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deverá ser menor ou

igual 1 milissegundo, respeitando o estabelecido nas disposições transitórias.

A base de tempo utilizada para o registro da seqüência de eventos deve ser a mesma utilizada para a definição do selo de tempo das sinalizações de estado, respeitando o estabelecido

nas disposições transitórias.

13.8.3 - CONJUNTO DE INFORMAÇÕES

Sempre que o equipamento dispuser das proteções abaixo citadas, as seguintes informações deverão ser armazenadas e transferidas pelo Agente proprietário para o ONS:

13.8.3.1 - Transformadores / Autotransformadores

(1) Disparo da proteção de sobrecorrente do comutador sob carga;

(2) Disparo por sobretemperatura do óleo - 2º estágio;

(3) Disparo por sobretemperatura do enrolamento - 2º estágio (por enrolamento);

(4) Disparo da proteção de gás - 2º estágio;

(5) Disparo da proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento terciário em ligação delta;

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(6) Alarme de falha no sistema de ventilação forçada;

(7) Alarme de discrepância de posição de derivação (quando da operação paralela);

(8) Alarme de bloqueio de comutador de derivações;

(9) Disparo da válvula de alívio de pressão;

(10) Disparo da proteção de gás do comutador de derivações;

(11) Disparo da proteção diferencial (por fase);

(12) Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro (por enrolamento);

(13) Disparo do relé de bloqueio;

13.8.3.2 - Reatores

(1) Disparo da proteção de sobretemperatura do óleo - 2º estágio;

(2) Disparo da proteção de sobretemperatura do enrolamento - 2º estágio;

(3) Disparo da proteção de gás - 2º estágio;

(4) Disparo da válvula de alívio de pressão;


(6) Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro;

(7) Disparo do relê de bloqueio;

13.8.3.3 - Bancos de Capacitores

(1) Disparo da proteção de desequilíbrio de neutro – 2º estágio;

2) Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro;

(3) Disparo da proteção de sobretensão;


13.8.3.4 - Linhas de transmissão

(1) Partida da proteção principal de fase (por fase);

(2) Disparo da proteção principal de fase;

(3) Partida da proteção alternada de fase (por fase);

(4) Disparo da proteção alternada de fase;


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(5) Partida da proteção principal de neutro (por fase)

(6) Disparo da proteção principal de neutro;

(7) Partida da proteção alternada de neutro (por fase);

(8) Disparo da proteção alternada de neutro;

(9) Partida do religamento automático;

(10) Disparo do esquema de falha dos disjuntores;

(11) Disparo por sobretensão;

(12) Alarme de bloqueio por oscilação de potência;

(13) Disparo da proteção para perda de sincronismo;

(14) Alarme de transmissão de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;

(15) Alarme de transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção;

(16) Alarme de recepção de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;

(17) Disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção;

(18) Alarme de bloqueio por falha de fusível;

(19) Disparo da 2ª zona da proteção de distância;

(20) Disparo da 3ª zona da proteção de distância;

(21) Disparo da 4ª zona da proteção de distancia;

(22) Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada;

(23) Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea;


13.8.3.5 - Barramentos

(1) Proteção da proteção diferencial (por fase);



13.8.3.6 - Compensadores sincronos


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(2) Disparo da proteção de desequilíbrio de corrente do estator;

(3) Disparo da proteção de perda de excitação (perda de campo);

(4) Disparo da proteção de falta à terra no estator;

(5) Disparo da proteção de falta à terra no rotor;

(6) Disparo da proteção de sobretemperatura do estator e rotor;


(8) Disparo da proteção de subfreqüência;

(9) Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro;


13.8.3.7 - Compensadores estáticos

(1) Para os equipamentos componentes do compensador, incluindo o transformador abaixador, reatores e capacitores:

(i) disparo das proteções intrínsecas dos equipamentos, conforme especificado para o respectivo equipamento;

(2) Para os equipamentos controlados por tiristor:

(i) disparo da proteção de faltas à terra no compensador;

(ii) disparo da proteção para faltas no módulo capacitor;

(iii) disparo da proteção para faltas no módulo reator;

(iv) disparo da proteção para desequilíbrio de corrente ou tensão para cada módulo de filtro;

(v) alarme de falha da refrigeração dos tiristores;

(vi) disparo da proteção de seqüência negativa dos tiristores – 2º estágio;

(3) Serviços auxiliares – CA/CC:

(i) alarme de desligamento do disjuntor de interligação;

(ii) alarme de desligamento dos disjuntores dos alimentadores das barras;


13.8.3.8 - Disjuntores

(1) Alarme de mudança de posição;

(2) Alarme de falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento;


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(3) Disparo da proteção de discordância de polos;

(4) Alarme de fechamento bloqueado;

(5) Alarme de abertura bloqueada;

(6) Alarme de fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação;

(7) Alarme de baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio);

(8) Alarme de baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio);

(9) Alarme de recarga de ar insuficiente;

(10) Disparo da proteção de falha do disjuntor;

(11) Alarme de sobrecarga do disjuntor central;


13.8.3.9 - Sistemas Especiais de Proteção (ECS, ECE e ERAC)

(1) Todos os disparos e alarmes;

13.8.3.10 - Geradores

(1) Disparo da proteção diferencial do gerador;

(2) Disparo da proteção diferencial do transformador elevador;

(3) Disparo da proteção diferencial geral (diferencial da unidade ou total);

(4) Disparo da proteção diferencial de fase dividida;

(5) Disparo da proteção de desequilíbrio de corrente (seqüência negativa);

(6) Disparo da proteção para perda de excitação (perda de campo);

(7) Disparo da proteção de retaguarda;

(8) Disparo da proteção de faltas à terra no estator – 100%;

(9) Disparo de proteção de faltas à terra no estator – 95%;


(11) Disparo da proteção de sobre-excitação (Volt/Hz);

(12) Disparo da proteção para motorização (Potência inversa);

(13) Disparo da proteção de faltas à terra no rotor;

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(14) Disparo da proteção de desbalanço de tensão;

(15) Disparo da proteção de sobrefreqüência/subfreqüência;

(16) Disparo da proteção de perda de sincronismo;

(17) Disparo da proteção de sobrecorrente de terra temporizada;


13.8.3.11 - Bancos de capacitores série

(1) Disparo da proteção de sobrecarga;

(2) Disparo da proteção de subharmônicas;

(3) Disparo da proteção do centelhador;

(4) Disparo da proteção de desbalanço de tensão;

(5) Disparo da proteção de fuga para a plataforma.

13.9 - Identificação das Informações para o Seqüenciamento de Eventos

Os equipamentos elétricos pertencentes à Rede de Supervisão, excetuando-se linha e ramal de linha, são identificados univocamente na base de dados do ONS, tendo por base a conca-

tenação da identificação da instalação elétrica, o tipo de equipamento, o nível de tensão e o código operacional do equipamento internamente à instalação. Incluem-se nesta regra, além

de equipamentos como transformadores, reatores, compensadores, etc., as chaves, disjuntores e seções de barra.

Na base de dados, a identificação de linha e ramal é feita através das siglas das instalações terminais (incluindo a instalação de derivação, no caso de ramal) e respectiva designação

de circuito que pode ter até 2 caracteres alfanuméricos. A ordem das siglas na identificação de linha é a proposta pelo agente.

Na base de dados dos SSC, o código operacional do equipamento é uma seqüência de até 5 caracteres alfanuméricos capaz de identificá-lo univocamente no conjunto de equipamentos

da mesma instalação, do mesmo tipo de equipamento, e do mesmo nível de tensão. Não são incluídos nesta seqüência de até cinco caracteres informações complementares tais como

instalação local ou remota, tipo de equipamento, nível de tensão e código de equipamento associado, quando utilizadas no código. A utilização destas informações complementares no

código de equipamento nas bases de dados do ONS será definida na rotina abaixo.

O código operacional de equipamento constante da base de dados do ONS será preferencialmente igual ao código utilizado pelos agentes no diagrama unifilar operacional, caso este

atenda ao limite de quantidade de caracteres estabelecido neste procedimento.

Em caráter extraordinário, caso o Agente utilize no código do equipamento, mais de 5 caracteres, são selecionados 5 caracteres para compor o código do equipamento a ser utilizado

pelo ONS e que portanto deve resultar em identificação de equipamento unívoca na base dados do ONS.


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O Agente responsável pela integração de novos equipamentos na Rede de Supervisão deve informar ao ONS, o mais cedo possível, a regra de nomenclatura operacional a ser utilizada

para identificação dos mesmos, visando determinar como será feita sua identificação na base do ONS. Caso o ONS verifique que, seguindo as regras especificadas neste documento,

resultará em identificação na base do ONS diferente da identificação proposta pelo Agente, a ponto de representar risco para operação, o Agente deverá entrar em entendimentos com o

ONS visando obter uma identificação aceitável por ambas as partes.

14 - TELECOMUNICAÇÃO

14.1 - Especificações para serviços de comunicação de voz

O sistema de telecomunicações para atender à Operação pelo ONS deverá prover serviços de comunicação de voz, conforme definido nos Procedimentos de Rede, devendo ser ofereci-

do em três classes de serviço, a saber:

(a) Classe A: Deverá apresentar disponibilidade de 99,98%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendi-

mento de 8 horas úteis.

(b) Classe B: Deverá apresentar disponibilidade de 99%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendimento

de 8 horas úteis.

(c) Classe C: Deverá apresentar disponibilidade de 95%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendimento

de 8 horas úteis.

14.1.1 - TELEFONIA DIRETA

(a) Este serviço pode ser de acordo com qualquer das três Classes anteriores.

b) Deve possibilitar sinalização visual e auditiva com retorno de sinalização.

14.1.2 - TELEFONIA COMUTADA

(a) Serviço oferecido somente de acordo com a Classe C.


14.2 - Necessidades de serviços de comunicação de voz

O sistema de telecomunicações, para a execução da Operação pelo ONS, subordinado ao estabelecido no Manual de Procedimentos da Operação, deverá prover serviços de comunica-

ção de voz cujas interligações com as instalações de transmissão são explicitadas a seguir:



(c) Entre a instalação de transmissão e instalação de geração.

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As interligações de comunicação de voz, diretas, entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão e de geração, integrantes da Rede de Operação, exceto aquelas

requeridas para o funcionamento do Controle Automático de Geração - CAG, serão estabelecidas de comum acordo com os Agentes proprietários das referidas instalações.

14.3 - Serviço de Telefonia para Operação em tempo real

Entre os Centros de Operação do ONS e os Centros de Operação dos Agentes; entre os Centros de Operação do ONS e instalações de Transmissão e Geração da Rede de Operação,

ligadas aos respectivos CAG:


Entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de Transmissão e Geração da Rede de Operação (não contempladas no item anterior), com as quais se relacionam:



Entre os Centros de Operação do ONS e os COD’s com os quais se relacionam e entre os Centros de Operação do ONS e os Consumidores com os quais se relacionam.



14.4 - Serviço de telefonia para supervisão de telecomunicações

Entre os Centros de Operação do ONS e a localidade indicada pelo Agente como sendo a interlocutora para assuntos ligados à supervisão de telecomunicações:


(b) A critério do ONS, esse serviço poderá ser atendido por um Serviço de telefonia comutada.

14.5 - Especificações para serviços de comunicação de dados

O sistema de telecomunicações para atender à Operação pelo ONS deverá prover serviços de comunicação de dados, conforme definido nos Procedimentos de Rede, devendo ser

oferecido em duas classes de serviço, a saber:

(a) Classe A: Deverá apresentar disponibilidade de 99,98%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendi-

mento de 8 horas úteis.

(b) Classe B: Deverá apresentar disponibilidade de 99%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendimento

de 8 horas úteis.

14.6 - Necessidades de serviços de transmissão de dados

O sistema de telecomunicações, para a execução da Operação pelo ONS, subordinado ao estabelecido no Manual de Procedimentos da Operação, deverá prover serviços de comunica-

ção de dados cujas interligações possíveis com as instalações de transmissão são explicitadas a seguir:



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(c) Entre a instalação de transmissão e COSR/COS para o Controle Automático de Geração.

As interligações de comunicação de dados, diretas, entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão e de geração, integrantes da Rede de Operação, exceto

aquelas requeridas para o funcionamento do Controle Automático de Geração - CAG, serão estabelecidas de comum acordo com os Agentes proprietários das referidas instalações.

14.7 - Recursos de comunicação de dados para supervisão e controle em tempo real


(a) Serviço de comunicação de dados Classe A, configurado diretamente da instalação ou através de concentrador conforme Requisitos Básicos para Supervisão e Controle.

Entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão para atender aos requisitos das funções SCADA:

(a) Serviço de comunicação de dados Classe A, dimensionado de forma a suportar o carregamento e os requisitos de desempenho impostos pelas funções descritas nos Requisitos

Básicos para Supervisão e Controle.

(b) Esse serviço poderá ser configurado diretamente entre o Centro de Operação do ONS e a instalação ou através de interligação efetuada por meio de concentradores de dados,

conforme descrito nos Requisitos Básicos para Supervisão e Controle.

Verificar se a TRANSMISSORA atendeu os requisitos mínimos na construção da instalação.

Verificar se a instalação atende os padrões de desempenho da Rede Básica, e em caso negativo, se foi proposto melhorias para sua adequação.

Anexo II – Questionários

Anexo II.1 – Subestações

INSTRUÇÕES

- Este questionário contém as tabelas que devem ser preenchidas e as questões que devem ser respondidos pela TRANSMISSORA, antes da fiscalização:

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- O presente questionário deve ser aplicado A CADA SUBESTAÇÃO A SER FISCALIZADA.

- As informações em azul constituem esclarecimentos, para facilitar o entendimento das tabelas e questões, e podem ser excluídas do questionário durante o

seu preenchimento.

- As informações em vermelho constituem exemplos, para facilitar o entendimento das tabelas e questões, e podem ser excluídas do questionário durante o

seu preenchimento.

- Para as instalações que foram fiscalizadas recentemente solicitamos atualizar as informações.

- Utilizar, sempre que necessitar, o espaço inferior das tabelas e questões para comentários e esclarecimentos das respostas das questões ou preenchimento

das tabelas.

PESSOA DE CONTATO

Nome:

Área:

Cargo / Função:

Telefone de contato: ( )

Fax: ( )

email:

(Informar a pessoa de contato, da TRANSMISSORA, responsável pelos contatos quanto aos dados e informações fornecidos através do presente questionário).

DADOS GERAIS DA SUBESTAÇÃO

Nome:LOCALIZAÇÃO:(Informar o endereço da instalação, indicando referências para facilitar a sua localização quando da fiscalização).


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Latitude Longitude Cota (m)

BARRAMENTOS:

Tensão (kV) Tipo de Configuração Qtd. de terminais Observação

(Utilizar a tabela descrita abaixo para identificar o tipo de configuração utilizado na subestação).

BS Barra Simples

BPT Barra Principal e Transferência

BD Barra Dupla

AN Anel

DJM Disjuntor e Meio

OTC Outro tipo de configuração, informar no campo observação.

BAYS DA INSTALAÇÃO DE TRANSMISSÃO

Identificação Usuário Conexão / Tensão (kV) Relação de Equipamentos Limite de Demanda (A) Fator Limitador

(Utilizar a tabela descrita a seguir para identificar a conexão).

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CC Conexão de Capacitor

CR Conexão de Reator

CT Conexão de Transformador

EL Entrada de Linha

IB Interligação de Barra

(Utilizar a tabela descrita abaixo para identificar os equipamentos componentes do Bay).

AT Autotransformador

BB Bobina de Bloqueio

BC Banco de Capacitores

CA Capacitor de Acoplamento

CH Capacitor Shunt

CS Compensador Síncrono

DJ Disjuntor

ES Compensador Estático

PR Pára-raio

RL Reator de Linha

RB Reator de Barra

RT Reator de Terciário

SEC Seccionadora

SET Seccionadora com Lâmina de Terra

TC Transformador de Corrente

TF Transformador de Potência

TP Transformador de Potencial

TPC Transformador de Potencial Capacitivo


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TRA Transformador de Aterramento

TSA Transformador de Serviços Auxiliares

Bays de Transmissão Usuário Conexão / Tensão (kV) Relação de Equipamentos Limite de Demanda (A) Fator Limitador

Circuito XXX Rede Básica EL 525 kVPR, TPC, CA, BB, TC, CS, CS,

DJ, TC, CS, CS, DJ, TC, CS.1600 A Fator Térmico dos TCs de Linha.

TRANSFORMADORES OU BANCOS DE TRANSFORMADORES

Identificação Fabrican-te No de Série

Níveis de Tensão (KV) Potência (MVA) No de Fases LTC (S/N) Data de FabricaçãoData de Entrada em

Operação

(Incluir e Identificar os equipamentos de reserva).

Identificação FabricanteNo de Série

Níveis de Tensão(KV)

Potência (MVA) No de FasesLTC

(S/N)Data de Fabricação

Data de Entrada em Operação

BCO 1 / COEMSA / 44411 345 230 13,2 167 1 N 1977 28/10/1977

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COMPENSAÇÃO REATIVA

Compensação ReativaIdentificação Fabricante

Nº SérieTensão

(kV)Potência(MVAr)

Data de FabricaçãoData de Entrada em

Operação

Reator Shunt

CompensadoresEstáticos

Compensador Síncrono

Banco de Capacitores

(Incluir e Identificar os equipamentos de reserva).

Compensação ReativaIdentificação

Fabricante Nº SérieTensão

(kV)Potência(MVAr)

Data de Fabri-cação

Data de Entrada em Operação

Compensador Síncrono

CS1 / Fuji / KG69050L3 13,8 + 100 a - 60 1978 30/03/1982

Banco de Capacitores BC1 / Inducon 13,8 28,8 1999 26/05/2000

DISJUNTORES

Identificação / Fabricante / Nº Série

Tensão (kV) Acionamento Data de Fabricação Data de Entrada em Operação


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Identificação / Fabricante / Nº Série

Tensão (kV) Acionamento Data de Fabricação Data de Entrada em Operação

DJ 712 / Sprecher Schuh /

75/2178725230 Mola 1975 20/11/1977

A subestação tem partes isoladas em SF6? Sim, totalmente Sim, alguns módulos isolados a SF6. Sim, alguns equipamentos isolados a SF6. Não.

OPERAÇÃO

PESSOALTipo Quantidade Esquema de turnos

Encarregado

Operador

Outro

RECURSOS PARA A OPERAÇÃO

Sistema de comando, controle e supervisão: Sistema convencional Sistema digital Sistema misto: convencional e digital complementar

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MANUAIS E INSTRUÇÕES DE OPERAÇÃO À DISPOSIÇÃO DO PESSOAL

Tipo de Manual ou Instrução Identificação do documentoMeio

Impresso Magnético

Registradores de perturbações: Sistema convencional

Sistema digital

Sistema misto: convencional e digital complementar

Quantidades: Digitais: __________ Tecnologia eletromecânica: __________

Automatismos para manobras Sim, para transformadores em derivação.

Sim, para barramentos e bays (manobras de recomposição).

Sim, outros.

Não possui.

RECURSOS DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A OPERAÇÃO

Comunicações internas à TRANSMISSORA (para subestações e outras áreas) Adequado e suficiente Inadequado Efetuando adequações

Comunicação com o Centro Regional de Operação do ONS Adequado e suficiente

Inadequado

Efetuando adequações

Comunicação com outros Agentes Adequado e suficiente

Inadequado

Efetuando adequações

ESQUEMA DE ACIONAMENTO DA MANUTENÇÃO(Descrição sucinta do esquema de acionamento da manutenção utilizado pela operação TRANSMISSORA para condições de emergência).


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INSTALACÕES GERAIS

Conservação geral Contratada Parcialmente contratada Atividade interna

Segurança física da subestação

Serviços de vigilância: Existe Em processo de implantação

Não Existe A implantar

Caso exista, é terceirizado? Sim

Não

Em parte

Tipo de vigilância: 24 horas Exclusivamente eletrônica à distância.

Horário comercial Outro

Indicar os dispositivos especiais de segurança na Subestação: Circuito interno de TV

Interfone no portão

Outros

Ocorrência de vandalismo ou outras anormalidades na Subestação: Freqüente Raro Com alguma freqüência. Nunca houve

Corrosão

A subestação apresenta problemas de corrosão? Freqüente Raro Com alguma freqüência. Nunca houve

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Arranjo

A TRANSMISSORA considera o arranjo da subestação adequado para a operação da subestação? Arranjos permitem flexibilidade da operação, sem problemas de confiabilidade.

Arranjos não apresentam flexibilidade, com problemas de confiabilidade.

Sempre Em casos de manutenção Em alguns casos emergenciais

Idem, em alguns barramentos.

Sempre Em casos de manutenção Em alguns casos emergenciais

Idem, em alguns raros casos específicos.

A TRANSMISSORA considera o arranjo da subestação e os espaçamentos adequados para a segurança e flexibilidade da manutenção? Arranjos permitem segurança e flexibilidade quando de manutenções.

Arranjos apresentam problemas para a manutenção.

De segurança do pessoal De flexibilidade (rapidez) Outros

Idem, em alguns barramentos.

Idem, em alguns raros casos de arranjos de emergência.

EQUIPAMENTOS PRINCIPAIS

Sistemas digitais de monitoramento de equipamentos


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Existência de sistemas de automação, aplicados para monitoramento de grandezas e parâmetros de equipamentos, em tempo real: Sim para transformadores (todos) Sim, alguns transformadores. Sim, para outros equipamentos. Não

Equipamentos com Askarel

Existência de equipamentos com Askarel, na subestação: Não Sim

Equipamentos:(Incluir a relação de equipamento).

Existência de instruções para manuseio, armazenagem, transporte e procedimentos para casos de ocorrência de vazamento: Não Sim

Situação da Manutenção Preventiva

Equipamentos Atraso na manutenção preventiva e preditiva. (%)

Transformador

Disjuntor

Seccionadoras

TP / TC

Pára-raios

Reator shunt

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Banco de capacitores

Compensador estático

Compensador síncrono

EQUIPAMENTOS AUXILIARES

Corrente alternada

FONTES DE ALIMENTAÇÃO

Identificação da Fonte Tensão (KV) Potência (KVA)Condição de Uso (Princi-

pal ou Alternativa)Situação da Manutenção Estado geral

(Indicar as fontes de alimentação auxiliar para a subestação. Transformador de serviço auxiliar, terciário de banco de transformadores ou alimentador de distribuição).

GRUPO DIESEL MOTOR – GERADOR

Grupo Capacidade Tipo de acionamentoPeriodicidade de

manutençãoSituação da Manutenção

Periodicidade de teste de partida


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Corrente Contínua e Ar Comprimido

Quantidade Situação da Manutenção Estado geral

Retificadores – carregadores

Conjunto de baterias

Sistema de Ar Comprimido

COMANDO E CONTROLE, PROTEÇÃO E MEDIÇÃO DE FATURAMENTO.

Comando e controle e automação da subestação

A subestação possui sistema digital de supervisão local? Não Sim

(No caso de existir sistema de supervisão local, cite as funcionalidades).

A subestação possui automatismos locais? Não Sim

(No caso de existir automatismo, cite as funcionalidades).

Medição de Faturamento

Medidores de Faturamento Aferição / Manutenção periódica Aferição / Manutenção sob demanda (técnicas preditivas)

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Se periódica, qual a percentagem de atendimento da aferição? _______________%

Transdutores para medição de faturamento Aferição / Manutenção periódica Aferição / Manutenção sob demanda (técnicas preditivas)

Se periódica, qual a percentagem de atendimento da aferição? ______________ %

Proteção e Teleproteção

Sistemas e Relés de Proteção da Subestação Manutenção periódica Manutenção sob demanda (técnicas preditivas)

Se periódica, qual a percentagem de atendimento? _______________ %

Equipamentos de Teleproteção Manutenção periódica Manutenção sob demanda (técnicas preditivas)

Se periódica, qual a percentagem de atendimento? _______________ %

Esquemas Especiais

Esquemas de Alívio de CargaExiste implantado na subestação?

Não Sim

(Se existe, descreva sucintamente a funcionalidade).

Esquemas de Alívio de CargaComo é o esquema de manutenção?

Não Sim

Se periódica, qual a percentagem de atendimento ? ___________ %


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Outros esquemas especiais de emergênciaExiste(m) implantado(s) na subestação?

Não Sim

(Se existe, descreva sucintamente a funcionalidade).

Como é o esquema de manutenção?

Não Sim

Se periódica, qual a percentagem de atendimento? ___________ %

SISTEMA DE SUPERVISÃO PARA CENTRO DE OPERAÇÃO – INSTALAÇÕES NA SUBESTAÇÃO

Manutenção das UTR’s:Manutenção das UTR’s:

Manutenção periódica Manutenção sob demanda (técnicas preditivas)

Se periódica, qual a percentagem de atendimento? _____________ %

TransdutoresAferição / Manutenção:

Aferição / Manutenção periódica Aferição / Manutenção sob demanda (técnicas preditivas)

Se periódica, qual a percentagem de atendimento? _____________ %

TELECOMUNICAÇÕES

Sistemas de telecomunicações na subestação Rádio Digital (Microondas) Microondas Analógico Onda portadora (Carrier) Fibra óptica (dielétrico)

Fibra óptica (OPGW) Satélite Concessionária de serviços de telecomunicações Outros

O principal meio para uso da Operação: _________________ O principal meio para uso em teleproteção: ____________________

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Manutenção Manutenção periódica Manutenção sob demanda (técnicas preditivas)

Se periódica, qual a porcentagem de atendimento? ________________ % (sistema: __________________ )

Anexo II.2 – Linhas de Transmissão

INSTRUÇÕES

- Este questionário contém as tabelas que devem ser preenchidas e as questões que devem ser respondidos pela TRANSMISSORA, antes da fiscalização:

- O presente questionário deve ser aplicado A CADA LINHA DE TRANSMISSÃO A SER FISCALIZADA.

- As informações em azul constituem esclarecimentos, para facilitar o entendimento das tabelas e questões, e podem ser excluídas do questionário durante o

seu preenchimento.

- Para as instalações que foram fiscalizadas recentemente solicitamos atualizar as informações.

- Utilizar, sempre que necessitar, o espaço inferior das tabelas e questões para comentários e esclarecimentos das respostas das questões ou preenchimento das tabelas.

PESSOA DE CONTATO

Nome

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Cargo / Função

Telefone de contato ( )

Fax ( )

email


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(Informar a pessoa de contato, da TRANSMISSORA, responsável pelos contatos quanto aos dados e informações fornecidos através do presente questionário).

DADOS GERAIS DA LINHA DE TRANSMISSÃO

Nome: _______________________________________________________________________________________(Informar o nome, tensão e circuito).

Localização: ___________________________________________________________________________________(Informar o endereço da instalação, indicando referências para facilitar a sua localização quando da fiscalização).

Nome / kV

Extensão da linha (Km)

Quantidade de condutores por fase

Quantidade de estruturas

DESEMPENHO OBSERVADO PARA A LINHA

Indicador Ano: Ano:

Disponibilidade

Indisponibilidade p/ Manutenção Programada

Indisponibilidade p/ Manutenção Forçada

Taxa de Desligamento Forçado

Taxa de Falha

(Informar os dados para os dois últimos anos, utilizando os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede).

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Causas de desempenho não satisfatório e providências em andamento:(No caso de desempenhos insatisfatórios já identificados pela empresa, indicar sucintamente as causas predominantes e as providências em andamento).

DESLIGAMENTOS FORÇADOS (EMERGÊNCIA E URGÊNCIA):

IntervençãoNúmero de desligamentos

Ano: Ano:

Tratamento anti-corrosivo

Estrutura

Ferragens

Cadeia de isoladores

Outros

MANUTENÇÃO DA LINHA

ExecuçãoExecução de atividades de manutenção da linha.

Atividade Contratada, parcialmente. Atividade Contratada, totalmente. Atividade Interna.

(Se contratada, indicar a prestadora de serviço e informar se a quantidade e a habilitação dos recursos humanos e as ferramentas utilizadas pelos terceiros

foram adequados?).

CorrosãoExistência de problemas de corrosão na linha.

(Informar a situação da linha quanto a problemas de corrosão).


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Manutenção PreventivaAno: _______________________

Nível de atendimento ao programa de manutenção da linha: _________________ %.

(Informar a situação do último ano realizado).

Logística de atendimento à manutenção da linhaLocalização das equipes de manutenção: ________________________________________________

Distâncias: _______________________________________________________________________

Apoio de Centro de Manutenção: ______________________________________________________

Localização de estruturas de reserva e de emergência: _____________________________________

SINALIZAÇÃO DE ÁREAS SOBRE RODOVIAS E PRÓXIMAS A AEROPORTOS

(Informar casos específicos e a sua localização).

FAIXA DE SERVIDÃO

Tipo de Invasão Número de casos Observação

Edificações

Plantações

Áreas de Lazer

Criações de animais

(Se existentes, descrever os casos de invasão e as providencias tomadas ou em andamento).

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(Utilizar a linha em branco para outros tipos de invasão, especificando-as).

Anexo III – Fluxogramas

ETAPAS DA FISCALIZAÇÃO DE INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

PLANEJAMENTO

Para o planejamento da fiscalização das instalações de transmissão das TRANSMISSORAS de energia elétrica é importante um trabalho de pesquisa de in-

formações sobre fiscalizações realizadas anteriormente, obras autorizadas e/ou fiscalizações de outras superintendências ou órgãos. As seguintes fontes de

informações podem ser utilizadas:

1 - sistema SIGEFISPesquisa dos resultados das fiscalizações anteriores, tanto da área da SFE como de outras superintendências.

2. processos existentes na ANEEL a respeito da empresa Verificação de processos anteriores relativos à TRANSMISSORA.

3. técnicos da SFE Normalmente na SFE há profissionais com conhecimentos específicos sobre o assunto objeto da fiscalização.

4. fontes bibliográficas Pesquisa bibliográfica nas fontes possíveis (bibliotecas, internet) dirigidas à transmissão e operação de energia elétrica.


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5. legislações concorrentesIsto é, estudo de legislações que possam contribuir para a ação fiscal, tais como: Legislação do Setor, Procedimentos de Rede, ABNT, Meio Ambiente, Contratos

de Concessão.

CONSTITUIÇÃO DA EQUIPE E ELABORAÇÃO DO CRONOGRAMA

A segunda etapa é a constituição da equipe de fiscalização, definindo a sua coordenação e demais membros da equipe, definindo suas funções e responsabili-

dades. Na seqüência o coordenador da equipe elabora o cronograma de fiscalização em conjunto com a equipe, submetendo a aprovação da Superintendência.

EXPEDIÇÃO DE OFICÍO E QUESTIONÁRIO À TRANSMISSORA A SER FISCALIZADA

Definido o cronograma, é emitido um ofício pela Aneel, para a empresa a ser fiscalizada, informando o período, os participantes da fiscalização com o respectivo

coordenador, os recursos que deverão ser disponibilizados por ocasião da inspeção e os dados e a documentação necessária à execução dos trabalhos, tanto

aqueles que deverão ser encaminhados com antecedência para a Aneel como aqueles que deverão ser disponibilizados na TRANSMISSORA quando da fiscali-

zação. Juntamente com o ofício é encaminhada uma cópia em meio magnético dos arquivos correspondentes ao questionário, para preenchimento prévio por

parte da TRANSMISSORA e as instruções de procedimento. A emissão do ofício é feita com uma antecedência mínima de 15 dias úteis com relação ao período

previsto para as atividades de fiscalização na TRANSMISSORA, para que seja possível o cumprimento do cronograma.

EXAME DAS INFORMAÇÕES ENVIADAS PELAS TRANSMISSORAS

Com base nos dados e informações recebidas das TRANSMISSORAS, através do preenchimento do questionário, a equipe inicia a fiscalização analisando as

respostas da empresa.

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- Questionário – Subestações (enviado pela TRANSMISSORA);

- Diagramas Unifilares das Subestações;

- Banco de Dados de Transmissão (STR/ANEEL);

- Informações do ONS.

E elabora a agenda de trabalho para a execução da fiscalização das subestações sob sua responsabilidade.

REUNIÃO DE APRESENTAÇÃO DA EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO

A primeira atividade de fiscalização na TRANSMISSORA é a reunião de abertura da fiscalização e apresentação da equipe de fiscalização e da TRANSMISSORA,

constituindo em:

Apresentação da equipe de fiscalização:A equipe de fiscalização apresenta-se ao destinatário do ofício de comunicação da fiscalização encaminhado pela Aneel à direção da TRANSMISSORA, ou a quem

o mesmo indicar para representá-lo, verificando se as instalações disponibilizadas estão adequadas e examinando a existência da documentação solicitada.

Apresentação da empresa:A TRANSMISSORA faz uma breve apresentação com as informações gerais da instituição e dos seus sistemas de Transmissão de Energia Elétrica e de Teleco-

municações, destacando seus pontos principais e as maiores dificuldades ou problemas.

Detalhamento da agenda:Ainda na sede da TRANSMISSORA fiscalizada e em conjunto com os representantes da mesma, faz-se o detalhamento da agenda de trabalho previamente ela-

borada, efetuando as adaptações conforme as características específicas da TRANSMISSORA.


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EXECUÇÃO

Deverá ser previsto em média 2 (dois) dias por instalação a ser fiscalizada, e deverá cumprir todo o escopo dos serviços.

Recomenda-se que sejam seguidos os roteiros de acompanhamento e controle deste manual na condução dos trabalhos.

PREPARAÇÃO E EMISSÃO DO RELATÓRIO DE FISCALIZAÇÃO

Os trabalhos serão entregues pelo Coordenador da Equipe, na forma de relatório de Fiscalização, de acordo com o modelo apresentado neste manual, registrado

no SIGEFIS e em seguida impresso utilizando o próprio sistema em duas vias que devem ser assinadas por toda equipe.

EXPEDIÇÃO DO RELATÓRIO DE FISCALIZAÇÃO E TERMO DE NOTIFICAÇÃO

O Coordenador é também o responsável pela elaboração do Termo de Notificação e o envio juntamente com Relatório de Fiscalização para as TRANSMISSORAS

fiscalizadas. Encerrando a etapa de fiscalização.

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FLUXOGRAMAS

a - Planejamento


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b - Execução – Análise da Documentação e Reunião de Apresentação

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c - Execução – Etapa de Campo e Elaboração do Relatório


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d - Acompanhamento – Relatório de Fiscalização.

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e - Acompanhamento – Relatório de Acompanhamento.


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f - Procedimentos de Notificação e Autuação.


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Anexo IV – MODELOS DE OFÍCIOS

Ofício nº 00/0000-SFE/ANEEL

Brasília, XX de xxxxxxxxxxx de XXXX.

A Sua Senhoria o (a) Senhor (a)

(Nome – negrito)(Cargo)

(Empresa – Nome)

(Cidade – Estado)

Assunto: Informa Fiscalização de Subestações.

Senhor (a) Xxxxxxxxxxxx,

Dando prosseguimento ao programa de fiscalização do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica, informamos que os técnicos desta Supe-

rintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade estarão executando as atividades de fiscalização em instalações de transmissão dessa empresa entre

os meses de xxxxxxxxxxxxx a xxxxxxxxxxx de XXXX.

2. Informamos que o cronograma e o nome do responsável pela Aneel para a fiscalização será informado oportunamente, e que está sendo

enviada, via e-mail, a relação de subestações que serão fiscalizadas e o questionário que deverá ser preenchido e devolvido, também via e-mail, à Aneel para

[email protected], até a data de XX/XX/XXXX.

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3. Solicitamos nos enviar juntamente com o questionário os diagramas unifilares, indicando no diagrama unifilar ou relacionando em anexo os

agentes proprietários dos equipamentos, de cada uma das subestações relacionadas para esta fiscalização.

4. Solicitamos nos enviar até XX/XX/XXXX o(s) nome(s) do(s) representante(s) dessa empresa, com telefone e e-mail para contatos e demais

orientações necessárias para a efetivação da fiscalização das subestações.

5. Para quaisquer informações adicionais, favor entrar em contato com o Engenheiro xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx, pelo telefone (61)

XXX-XXXX ou e-mail [email protected].

Atenciosamente,

(NOME EM MAIÚSCULAS E NEGRITO)Superintendente de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade


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PARA: XXXXXXXX

- Eng. Xxxxxxxxxxxxxxxxx

FAX: (

________________________________________________________________________________________________________________________

ASSUNTO: Fiscalização das Instalações de Transmissão.

DE: XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

TEL: (61) 426-5951 FAX: (61) 426-5726

FAX No XXXX/XXXX-SFE/ANEEL DATA: XX/XX/XXXX

NÚMERO DE PÁGINAS INCLUINDO ESTA: XX

Se não receber bem esta transmissão, contatar: (61) 426-5951

Prezado Senhor,

Conforme estabelecido em Ofício no XXX/XXXX-SFE/Aneel, estamos encaminhando o cronograma de fiscalização em instalações de transmis-

são desta empresa, os nomes dos responsáveis pela fiscalização e os documentos a serem disponibilizados para a fiscalização.

1.Cronograma de fiscalização:

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Data Hs Local Município

XX xxx XX XX:XX xxxxxxxxxxxxxx xxxxxxxxxxxxxx

2. Responsáveis pela fiscalizacao:

Eng. Xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

Eng. Xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

3. Documentos a serem disponibilizados:

Relatórios periódicos de operação;

Relatórios estatísticos de avaliação do desempenho da operação;

Relatórios estatísticos de avaliação de desempenho de equipamentos;

Relatórios específicos de avaliação de desligamentos, perturbações e ocorrências, que envolveram uma ou mais subestações relacionadas para

fiscalização;

Relatórios específicos da última manutenção dos transformadores e disjuntores das subestações relacionadas para fiscalização;

Histórico do desempenho dos reles, dispositivos e equipamentos de proteção das subestações.

Para quaisquer informações adicionais, favor entrar em contato com o Engenheiro xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx, pelo telefone (61) XXX-XXXX ou e-mail

[email protected].

Atenciosamente,



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(Empresa – Nome)

(Cidade – Estado)

Assunto: Encaminha TNs e Relatórios de Fiscalização..


Encaminhamos os Termos de Notificação nos XXX/XXXX, XXX/XXXX, XXX/XXXX, XXX/XXX e XXX/XXXX-SFE, bem como os respectivos Rela-

tórios de Fiscalização, para ciência e providencias dessa empresa.

2. Esclarecemos que, de acordo com o estabelecido no Art. 19, da Resolução Aneel no 63, de 12 de maio de 2004, essa Concessionária terá

prazo de 15 (quinze) dias, contados a partir do recebimento do TN, para manifestar-se sobre o objeto do mesmo.

Atenciosamente,


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(Empresa – Nome)

(Cidade – Estado)

Assunto: Encaminha Relatório de Acompanhamento da Fiscalização e Termos de Arquivamento.


Encaminhamos, para conhecimento os Termos de Arquivamento, TA/000/ 0000-SFE SE Xxxxxxxxxxxxxxxxxx, TA 000/ 0000-SFE SE

Xxxxxxxxxxxxxx, TA 000/0000-SFE SE Xxxxxxxxxxxxxxx referentes à Fiscalização Técnica realizada no período de 00 a 00/00/0000.

2. Encaminhamos, para o conhecimento e as providências cabíveis, o Relatório de Acompanhamento da Fiscalização Técnica realizada em 00/00/0000,

onde poderá ser verificada a manifestação dessa transmissora, com relação as não-conformidades constatadas, bem como o parecer desta Superintendência.

- RF-XXXXX-000 0000-SFE — SE Xxxxxxxxxxxxx

3. Ressaltamos a necessidade dessa transmissora em observar os prazos constantes dos Relatórios de Fiscalização acima referenciados, para

a regularização das não-conformidades e cumprimento das determinações, bem como para o encaminhamento mensal das informações a esta Superintendência,


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do andamento das providências tomadas.

Atenciosamente,


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Anexo V – MODELO DE TERMO DE NOTIFICAÇÃO


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Anexo VI – MODELO DE TERMO DE ARQUIVAMENTO

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Anexo VII – REGISTRO DE ABERTURA DE PROCESSO ADMINISTRATIVO

REGISTRO DE ABERTURA DE PROCESSO ADMINISTRATIVO PUNITIVO

Registramos a instrução de Processo Administrativo Punitivo, conforme detalhamento abaixo, em decorrência da decisão desta Superinten-

dência, após a análise dos dados e fatos envolvidos na Ação de Fiscalização objeto deste Processo.

I. EMPRESA: Nome da Empresa

II. ORGÃO FISCALIZADOR: Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE

III. TERMO DE NOTIFICAÇÃO: Número do Termo de Notificação

IV. PROCESSO ADMINISTRATIVO Nº: Número do Processo Administrativo

V. PROCESSO ADMINISTRATIVO PUNITIVO Nº: Número do Processo Administrativo Punitivo

VI. AUTO DE INFRAÇÃO Nº: Número do Auto de Infração

Brasília, XX de xxxxxxxxxxxx de XXXX.



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Anexo VIII – MODELO DE EXPOSIÇÃO DE MOTIVOS

EXPOSIÇÃO DE MOTIVOS PARA AUTO DE INFRAÇÃO

I. EMPRESA: Nome da Empresa

II. ÓRGÃO FISCALIZADOR: Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade - SFE

III. TERMO DE NOTIFICAÇÃO N°: Número do Termo de Notificação

IV. PROCESSO ADMINISTRATIVO N°: Número do Processo Administrativo

V. EXPOSIÇÃO DE MOTIVOS:

(Texto descrevendo as razões que levaram à instauração de processo administrativo punitivo, servindo de base para a “decisão do superintendente” apresentada

no item abaixo).

Decisão do superintendente:Decido pela instauração do processo administrativo punitivo para a empresa acima especificada, conforme o disposto no § 2º do art. 20 da Resolução ANEEL

nº 63, de 12/05/2004, em razão de:

• Comprovação da Não Conformidade

• Ausência de manifestação tempestiva da interessada.

• Serem consideradas insatisfatórias as alegações apresentadas.

• Não serem atendidas, no prazo, as Determinações da ANEEL.

Infrações e enquadramento legal:Diante dos fatos expostos no presente documento, fica caracterizada a ocorrência da seguinte infração:

(Indicação dos dispositivos legais, regulamentares ou contratuais infringidos e seus respectivos enquadramentos na Resolução ANEEL 318/1998).

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PENALIDADES:

1. Dosimetria AplicadaConsiderando o que dispõe o art. 14º da Resolução ANEEL nº 63, de 12/05/2004, que determina:

(Descrição do critério e graduação da penalidade a ser aplicada, nos casos de multa, com indicação dos atenuantes e agravantes, quando existirem, devendo

ser apresentada, também, a memória de cálculo do seu valor).

2. MultaDe acordo com a dosimetria acima definida, o valor da multa é de R$ _________________ (___________________________________________________

_____________________________), correspondente a _________________% do faturamento relativo a doze meses, o qual foi obtido da Receita Anual da

(Nome da Empresa), por meio do Programa SISEN e relativo ao período disponível de _____/20___ a ______/20___, cujo montante é de R$ _____________

(____________________________________________________________________________).

Brasília, ________ de ______________________ de 20______.



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Anexo IX – MODELO DE AUTO DE INFRAÇÃO

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Anexo X – MODELO DE TERMO DE ENCERRAMENTO


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Anexo XI – LEGISLAÇÃO

CONSTITUIÇÃO DE 1988 – DISPOSITIVOS APLICÁVEIS AO SETOR ELÉTRICO (MEIO AMBIENTE)

1. Emprego de técnicas, métodos e substâncias que agridem o meio ambiente. (Askarel, óleo isolante, SF6 e outros)

Capítulo VIDo meio ambiente

Art. 225o - Todos têm direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado, bem de uso comum do povo e essencial à sadia qualidade de vida, impondo-se

ao Poder Público e à coletividade o dever de defendê-lo e preservá-lo para as presentes e futuras gerações.

§ 1º - Para assegurar a efetividade desse direito, incumbe ao Poder Público:

V - controlar a produção, a comercialização e o emprego de técnicas, métodos e substâncias que comportem risco para a vida, a qualidade de vida e

o meio ambiente;

§ 3º - As condutas e atividades consideradas lesivas ao meio ambiente sujeitarão os infratores, pessoas físicas ou jurídicas, a sanções penais e admi-

nistrativas, independentemente da obrigação de reparar os danos causados.

LEIS – LEIS ESPECÍFICAS DO SETOR ELÉTRICO.

2. Das responsabilidades da TRANSMISSORA de prestar um serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários.

LEI Nº 8.987, DE 13 DE FEVEREIRO DE 1995

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Dispõe sobre o Regime de Concessão e Permissão da Prestação de Serviços Públicos previsto no art. 175 da Constituição Federal, e dá outras providências.

CAPÍTULO IDas Disposições Preliminares

Art. 2o - Para os fins do disposto nesta Lei, considera-se:

III - concessão de serviço público precedida da execução de obra pública: a construção, total ou parcial, conservação, reforma, ampliação ou melhora-

mento de quaisquer obras de interesse público, delegada pelo poder concedente, mediante licitação, na modalidade de concorrência, à pessoa jurídi-

ca ou consórcio de empresas que demonstre capacidade para a sua realização, por sua conta e risco, de forma que o investimento da concessionária

seja remunerado e amortizado mediante a exploração do serviço ou da obra por prazo determinado;

IV - permissão de serviço público: a delegação, a título precário, mediante licitação da prestação de serviços públicos, feita pelo poder concedente à pes-

soa física ou jurídica que demonstre capacidade para seu desempenho, por sua conta e risco.

Art. 3o - As concessões e permissões sujeitar-se-ão à fiscalização pelo poder concedente responsável pela delegação, com a cooperação dos usuários.

CAPÍTULO IIDo Serviço Adequado

Art. 6o - Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas

normas pertinentes e no respectivo contrato.

§ 1o - Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua pres-

tação e modicidade das tarifas.

§ 2o - A atualidade compreende a modernidade das técnicas, do equipamento e das instalações e a sua conservação, bem como a melhoria e expansão do

serviço.

§ 3o - Não se caracteriza como descontinuidade do serviço a sua interrupção em situação de emergência ou após prévio aviso, quando:


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I - motivada por razões de ordem técnica ou de segurança das instalações; e,

II - por inadimplemento do usuário, considerado o interesse da coletividade.

CAPÍTULO VIIDos Encargos do Poder Concedente

Art. 29o -Incumbe ao poder concedente:

I - regulamentar o serviço concedido e fiscalizar permanentemente a sua prestação;

II - aplicar as penalidades regulamentares e contratuais;

III - intervir na prestação do serviço, nos casos e condições previstos em lei;

IV - extinguir a concessão, nos casos previstos nesta lei e na forma prevista no contrato;

V - homologar reajustes e proceder à revisão das tarifas na forma desta Lei, das normas pertinentes e do contrato;

VI - cumprir e fazer cumprir as disposições regulamentares do serviço e as cláusulas contratuais da concessão;

VII - zelar pela boa qualidade do serviço, receber, apurar e solucionar queixas e reclamações dos usuários, que serão cientificados, em até trinta dias,

das providências tomadas;

VIII - declarar de utilidade pública os bens necessários à execução do serviço ou obra pública, promovendo as desapropriações, diretamente ou mediante

outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a responsabilidade pelas indenizações cabíveis;

IX - declarar de necessidade ou utilidade pública, para fins de instituição de servidão administrativa, os bens necessários à execução de serviço ou

obra pública, promovendo-a diretamente ou mediante outorga de poderes à concessionária, caso em que será desta a responsabilidade pelas

indenizações cabíveis;

X - estimular o aumento da qualidade, produtividade, preservação do meio ambiente e conservação;

XI - incentivar a competitividade; e

XII - estimular a formação de associações de usuários para defesa de interesses relativos ao serviço.

Art. 30o -No exercício da fiscalização, o poder concedente terá acesso aos dados relativos à administração, contabilidade, recursos técnicos, econômicos e

financeiros da concessionária.

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Parágrafo único. A fiscalização do serviço será feita por intermédio de órgão técnico do poder concedente ou por entidade com ele conveniada, e, periodicamen-

te, conforme previsto em norma regulamentar, por comissão composta de representantes do poder concedente, da concessionária e dos usuários.

CAPÍTULO VIIIDos Encargos da Concessionária

Art. 31o -Incumbe à concessionária:

I - prestar serviço adequado, na forma prevista nesta lei, nas normas técnicas aplicáveis e no contrato;

II - manter em dia o inventário e o registro dos bens vinculados à concessão;

III - prestar contas da gestão do serviço ao poder concedente e aos usuários, nos termos definidos no contrato;

IV - cumprir e fazer cumprir as normas do serviço e as cláusulas contratuais da concessão;

V - permitir aos encarregados da fiscalização livre acesso, em qualquer época, às obras, aos equipamentos e às instalações integrantes do serviço, bem

como a seus registros contábeis;

VI - promover as desapropriações e constituir servidões autorizadas pelo poder concedente, conforme previsto no edital e no contrato;

VII - zelar pela integridade dos bens vinculados à prestação do serviço, bem como segura-los adequadamente; e

VIII - captar, aplicar e gerir os recursos financeiros necessários à prestação do serviço.

Parágrafo único. As contratações, inclusive de mão-de-obra, feitas pela concessionária serão regidas pelas disposições de direito privado e pela legislação

trabalhista, não se estabelecendo qualquer relação entre os terceiros contratados pela concessionária e o poder concedente.

3. Das responsabilidades da TRANSMISSORA pela manutenção e conservação dos bens e instalações da União.

LEI Nº 9.074, DE 7 DE JULHO DE 1995.


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Estabelece normas para outorga e prorrogações das concessões e permissões de serviços públicos e dá outras providências.

CAPÍTULO IVDas disposições finais

Art. 34o - A concessionária que receber bens e instalações da União, já revertidos ou entregues à sua administração, deverá:

I - arcar com a responsabilidade pela manutenção e conservação dos mesmos;

II - responsabilizar-se pela reposição dos bens e equipamentos, na forma do disposto no art. 6o da Lei no 8.987, de 1995.

4. Das responsabilidades da TRANSMISSORA de realizar investimentos de modo a assegurar a qualidade do serviço de energia elétrica, expansão do mercado, ampliação e modernização das instalações.

LEI Nº 9.427, DE 26 DE DEZEMBRO DE 1996

Institui a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, disciplina o Regime das Concessões de serviços públicos de energia elétrica e dá outras providências.

CAPÍTULO IDas atribuições e da organização

Art. 2o - A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de

energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal.

IV - celebrar e gerir os contratos de concessão ou de permissão de serviços públicos de energia elétrica, de concessão de uso de bem público, expedir

as autorizações, bem como fiscalizar, diretamente ou mediante convênios com órgãos estaduais, as concessões e a prestação dos serviços de energia elétrica;

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CAPÍTULO IIIDo regime econômico e financeiro das

concessões de serviço público de energia elétrica

Art.14 o - O regime econômico e financeiro da concessão de serviço público de energia elétrica, conforme estabelecido no respectivo contrato, compreende:

II - a responsabilidade da concessionária em realizar investimentos em obras e instalações que reverterão à União na extinção do contrato, garantida a

indenização nos casos e condições previstos na Lei n o 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, e nesta Lei, de modo a assegurar a qualidade do serviço

de energia elétrica;

Art.16 o - Os contratos de concessão referidos no artigo anterior, ao detalhar a cláusula prevista no inciso V do art. 23 da Lei n o 8.987, de 13 de fevereiro

de 1995, poderão prever o compromisso de investimento mínimo anual da concessionária destinado a atender a expansão do mercado e a amplia

ção e modernização das instalações vinculadas ao serviço.

RESOLUÇÕES ANEEL – ESPECÍFICAS DA FISCALIZAÇÃO DA TRANSMISSÃO

5. Das responsabilidades relativas à manutenção das instalações da Rede de Operação.

RESOLUÇÃO Nº 140, DE 25 DE MARÇO DE 2002.

Autoriza a utilização, em caráter provisório, dos módulos dos Procedimentos de Rede que especifica.

Art. 1o- Autorizar a utilização, em caráter provisório, dos Módulos dos Procedimentos de Rede que especifica, constantes do Anexo desta Resolução,

excetuando-se os casos que requeiram conciliação com a legislação vigente e/ou consistência entre Módulos ou no tratamento dispensado aos agentes.


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ANEXO À RESOLUÇÃO Nº 140, DE 25 DE MARÇO DE 2002.MÓDULOS E SUBMÓDULOS DOS PROCEDIMENTOS DE REDE

Módulo Submódulo Revisão Situação

16: Acompanhamento da Manutenção16.3 - Acompanhamento da Manutenção das

Instalações da Rede de Operação0

Autorizada à utilização em caráter provisório por

esta Resolução

Item 3 - RESPONSABILIDADES

Sub-item 3.2 Agentes de Geração e Agentes de Transmissão(a)Estabelecer a política, o planejamento e a técnica da execução da manutenção dos equipamentos e sistemas da Rede de Operação, incluindo os dispositivos

extravasores de usinas de sua propriedade, despachadas pelo ONS, identificados no Anexo 1 do submódulo 16.1;

(b)Estabelecer o que fazer, como fazer e quando fazer as manutenções durante a vida útil dos equipamentos e sistemas da Rede de Operação, identificados no

Anexo 1 do submódulo 16.1, disponibilizados para serem operados pelo ONS, contemplando:

(1)Ações e inspeções para garantir a confiabilidade e a normalidade operativa e funcional de equipamentos e instalações operando nas condições nominais

de projeto ou naquelas previamente comunicadas ao ONS, com especial atenção para as épocas que precedem a mudanças de condições climáticas e para

equipamentos e instalações localizados em regiões de ambiente agressivo;

(2)Ensaios de aferição/calibração para garantir a normalidade do funcionamento das proteções de equipamentos e instalações, contemplando as ordens de

ajuste;

6. Das responsabilidades relativas à manutenção das instalações de conexão e as normas de segurança.

RESOLUÇÃO Nº 140, DE 25 DE MARÇO DE 2002.

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Autoriza a utilização, em caráter provisório, dos módulos dos Procedimentos de Rede que especifica.

Art. 1o- Autorizar a utilização, em caráter provisório, dos Módulos dos Procedimentos de Rede que especifica, constantes do Anexo desta Resolução,

excetuando-se os casos que requeiram conciliação com a legislação vigente e/ou consistência entre Módulos ou no tratamento dispensado aos agentes.

ANEXO À RESOLUÇÃO Nº 140, DE 25 DE MARÇO DE 2002.MÓDULOS E SUBMÓDULOS DOS PROCEDIMENTOS DE REDE

Módulo Submódulo Revisão Situação

3: Acesso aos sistemas de transmissão 3.7 - Manutenção das Instalações de Conexão 2 Autorizada à utilização em caráter provisório por esta Resolução

Item 4 - MANUTENÇÃO DAS INSTALAÇÕES

Sub-item 4.1 A responsabilidade pela manutenção das instalações de conexão compete ao seu respectivo proprietário.

Sub-item 4.6 Todas as instalações devem ser mantidas adequadamente de forma a:

(a) possibilitar que os equipamentos desempenhem as suas funções;

(b) garantir que a segurança das instalações, dos equipamentos e do pessoal envolvido não seja comprometida;

(c) garantir que a confiabilidade e a qualidade do fornecimento de energia elétrica seja mantida dentro dos padrões de desempenho estabelecidos no Módulo 2

– PADRÕES DE DESEMPENHO DA REDE BÁSICA E REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUAS INSTALAÇÕES.


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Sub-item 4.7 O Acessante e o Agente Transmissor devem estabelecer Normas de Segurança a serem seguidas pelas equipes envolvidas com as instalações de conexão, incluindo:

(a) todos os procedimentos relacionados a operações de rotina diárias no ponto de conexão;

(b) a emissão e o cancelamento das Ordens de Serviço relativas aos equipamentos associados; e

(c) as necessárias precauções de segurança a serem tomadas nessas ocasiões.

Sub-item 4.8 O Acessante deve prover garantias de segurança contra acidentes no acesso às suas instalações de conexão.

7. Das responsabilidades relativas à continuidade da distribuição de energia elétrica.

RESOLUÇÃO ANEEL Nº 024, DE 27 DE JANEIRO DE 2000

Estabelece as disposições relativas à Continuidade da Distribuição de energia elétrica às unidades consumidoras

Art.28o - A partir de julho de 2000, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá apurar e divulgar os indicadores de duração e freqüência de

interrupção, assim como o de duração máxima de interrupção contínua, referentes às barras de conexão da Rede Básica com os demais agentes.

§ 1o - Todos os dados necessários à formação e apuração dos indicadores deverão ser disponibilizados o ONS pelos agentes detentores de instalações de

transmissão que compõem a Rede Básica.

§ 2o - Até junho de 2000, o ONS proporá os padrões de desempenho, por barra de conexão, referentes aos indicadores citados no “caput” deste artigo,

para aprovação pela ANEEL.

§ 3o - Os padrões de que trata o parágrafo anterior deverão ser observados a partir de janeiro de 2001.

§ 4o - O detalhamento necessário ao cálculo dos indicadores e as respectivas ações, para que o sistema opere de acordo com os limites neles propostos,

serão definidos nos Procedimentos de Rede.

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Art.29o - Até julho de 2000, as concessionárias de transmissão detentoras de instalações não integrantes da Rede Básica e as concessionárias de

distribuição que atendam a outras concessionárias deverão ajustar com a ANEEL as metas dos indicadores DIC, FIC e DMIC, por ponto de entrega.

8. Das responsabilidades relativas à manutenção dos níveis de tensão de energia elétrica em regime permanente.

RESOLUÇÃO Nº 505, DE 26 DE NOVEMBRO DE 2001

Estabelece, de forma atualizada e consolidada, as disposições relativas à conformidade dos níveis de tensão de energia elétrica em regime permanente.

DA CLASSIFICAÇÃO DA TENSÃO DE ATENDIMENTO

Art. 4o- A tensão de atendimento será classificada de acordo com as faixas de variação da tensão de leitura, conforme tabela abaixo:



Precária 0,93 TC ≤ TL < 0,95 TC


Parágrafo único - A partir de janeiro de 2005, a tensão a ser contratada pela concessionária junto ao ONS ou entre concessionárias deve ser a tensão nominal

do sistema no ponto de conexão.

Art. 5o- Para unidades consumidoras atendidas em tensão superior a 1 kV, a tensão contratada com a concessionária ou ONS, no ponto de entrega ou de

conexão, deve situar-se entre 95% (noventa e cinco por cento) e 105% (cento e cinco por cento) da tensão nominal do sistema elétrico.


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Parágrafo único - As tensões de atendimento nas unidades consumidoras, referidas no “caput” deste artigo, devem ser classificadas de acordo com as faixas

de variação da tensão de leitura, conforme tabelas 1 e 2 constantes do Anexo desta Resolução.

DOS PRAZOS PARA REGULARIZAÇÃO DOS NÍVEIS DE TENSÃO

Art. 16o- Quando dos registros obtidos de medições de tensão solicitadas e/ou amostrais for constatado que o valor do indicador DRP supera o valor de

DRPM, este definido conforme art. 24 desta Resolução, a concessionária deverá adotar providências para o retorno da tensão à condição adequada,

a partir da data de término das leituras, obedecendo aos seguintes prazos:

I- 180 (cento e oitenta) dias até 31 de dezembro de 2002;

II- 120 (cento e vinte) dias a partir de janeiro de 2003;

III- 90 (noventa) dias a partir de janeiro de 2004; e

IV- 60 (sessenta) dias a partir de janeiro de 2005.

Art. 17o- Quando dos registros obtidos de medições de tensão solicitadas e/ou amostrais for constatada a existência de DRC superior a 0 (zero), a

concessionária deverá adotar providências para o retorno da tensão à condição adequada, a partir da data de término das leituras, obedecendo os

seguintes prazos:

I- 60 (sessenta) dias até 31 de dezembro de 2002;

II- 45 (quarenta e cinco) dias a partir de janeiro de 2003;

III- 30 (trinta) dias a partir de janeiro de 2004; e

IV- 15 (quinze) dias a partir de janeiro de 2005.

Art. 18o- As situações com impossibilidade técnica de solução nos prazos estabelecidos nos arts. 16 e 17 desta Resolução deverão ser relatadas formalmente

à ANEEL até dezembro de 2002, com a indicação das providências necessárias e dos prazos de implementação.

Art. 19o- A regularização do nível de tensão deverá ser comprovada por nova medição, obedecendo o mesmo período de observação, e o resultado final

comunicado, por escrito, ao consumidor que solicitou a medição, bem como aos demais abrangidos pela amostra.

§ 1o- A nova medição deverá ter seu início, no máximo, no dia seguinte ao vencimento dos prazos estabelecidos nos arts. 16 e 17 desta Resolução.

§ 2o- Será considerada como data efetiva da regularização do nível de tensão aquela correspondente ao término da nova medição e com valores de DRP

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e DRC dentro dos critérios.

9. Procedimentos para regular a Imposição de Penalidades.

RESOLUÇÃO ANEEL Nº 63, DE 12 DE MAIO DE 2004

Aprova procedimentos para regular a imposição de penalidades aos concessionários, permissionários, autorizados e demais agentes de instalações e serviços

de energia elétrica, bem como às entidades responsáveis pela operação do sistema, pela Comercialização de energia elétrica e pela gestão de recursos prove-

nientes de encargos setoriais.

Título I - DAS PENALIDADES

Art. 2o- As infrações tipificadas nesta resolução sujeitarão a infratora às penalidades de:

I - advertência;

II - multa;

III - embargo de obras;

IV - interdição de instalações;

V - suspensão temporária de participação em licitações para obtenção de novas concessões, permissões ou autorizações, bem como de impedimento

de contratar com a ANEEL e de receber autorização para serviços e instalações de energia elétrica;

VI - revogação de autorização;

VII - intervenção administrativa;

VIII - caducidade da concessão ou da permissão.


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Capítulo I - DAS INFRAÇÕES E SANÇÕES

Seção I - Da Advertência

Art. 3o- Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de advertência:

I - deixar de prover as áreas de risco, definidas na legislação, especialmente no Anexo do Decreto no 93.412, de 14.10.86, da instalação de sinalizado

res e avisos de advertência de forma adequada à visualização de terceiros;

VI - deixar de proceder à organização e atualização de cadastro relativo a cada instalação de transmissão ou distribuição, com informações que permitam

a identificação da sua localização, seus equipamentos, sua modificação, paralisação ou desativação total ou parcial e quaisquer outros dados exigi-

dos por lei ou pelos regulamentos dos serviços;

VII - deixar de atualizar junto à ANEEL o(s) nome(s) do(s) representante(s) legal(is) e o endereço completo, inclusive os respectivos sistemas de comuni-

cação que possibilitem fácil acesso à empresa;

IX - deixar de manter normas e instruções de operação atualizadas nas instalações e/ou centros de operação de geração, transmissão, transformação e

distribuição de energia elétrica;

X - deixar de registrar ou de analisar as ocorrências nos seus sistemas de transmissão e/ou geração;

XII - operar e manter as suas instalações elétricas sem dispor de desenhos, plantas, especificações e/ou manuais de equipamentos devidamente atualizados;

Seção II - Da Multa

Art. 4o- Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo I:

V - descumprir as determinações da legislação relacionadas ao prévio aviso para a suspensão ou interrupção programada do fornecimento;

VI - deixar de encaminhar à ANEEL, nos prazos estabelecidos e conforme previsto nos regulamentos específicos, indicadores utilizados para a apuração da

qualidade do fornecimento de energia elétrica;

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XIII - deixar de utilizar pessoal técnico, próprio ou de terceiros, legalmente habilitado e devidamente capacitado, para a operação e manutenção das insta-

lações elétricas;

XV - deixar de utilizar equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam a prestação de serviço adequado;

XVI - deixar de remeter à ANEEL, nos prazos estabelecidos, as informações e os documentos solicitados para a solução de divergências entre agentes ou

entre estes e seus consumidores; e,

XVIII - deixar de prestar informações solicitadas pela ANEEL no prazo estabelecido;

Art. 5o- Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo II:

IV - deixar de manter registro atualizado dos dados utilizados para apuração dos índices de qualidade do fornecimento de energia elétrica, continuidade

e conformidade, segundo definido nos regulamentos específicos, com a anotação, quando for o caso, das causas, dos períodos de duração e das pro-

vidências adotadas para a solução do problema;

V - deixar de submeter à prévia aprovação da ANEEL, nos casos exigidos pela regulamentação e/ou pelo contrato, projetos de obras e instalações de

energia elétrica e suas eventuais modificações, assim como proceder à sua execução em desconformidade com o projeto aprovado e com os prazos

estabelecidos;

VI - deixar de efetuar, nos prazos estabelecidos, reparos, melhoramentos, substituições e modificações, de caráter urgente, nas instalações;

VIII - descumprir as regras e procedimentos estabelecidos para a implantação ou operação das instalações de geração, transmissão e distribuição de

energia elétrica;

XII - operar centrais geradoras ou instalações da rede básica sem a instalação de medidores de energia elétrica e demais equipamentos de medição exigidos;

Art. 6o- Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo III:

I - descumprir as disposições legais, regulamentares e contratuais relativas aos níveis de qualidade dos serviços e do fornecimento de energia elétrica;

III - deixar de realizar as obras essenciais à prestação de serviço adequado;

IX - deixar de manter registro, controle e inventário físico dos bens e instalações relacionados à atividade desenvolvida e/ou deixar de zelar pela sua inte-

gridade, inclusive aqueles de propriedade da União, em regime especial de uso;

X - criar dificuldades à fiscalização para o acesso às instalações, bem como a documentos e quaisquer outras fontes de informação pertinentes ao objeto

da fiscalização;

XII - descumprir os prazos estabelecidos nos atos de outorga de concessões, permissões ou autorizações de implantação de instalações de produção,

transmissão ou distribuição de energia elétrica;


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XIII - deixar de atender ao mercado consumidor, de forma abrangente, nos termos da legislação e do contrato de concessão;

XIV - operar ou manter as instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamen-

tares e contratuais aplicáveis;

XV - provocar desligamento ou permitir a sua propagação no sistema elétrico em decorrência de falha de planejamento ou de execução da manutenção ou

operação de suas instalações;

XVI - deixar de observar os Procedimentos de Rede aprovados pela ANEEL;

Art. 7o- Constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa do Grupo IV:

VIII - deixar de implementar as medidas objetivando o incremento da eficiência no uso e na oferta de energia elétrica, como estipulado contratualmente;

X - fornecer informação falsa à ANEEL;

XVI - deixar de cumprir determinação da Aneel, no prazo estabelecido.

Seção III - Do Embargo de Obras e da Interdição de Instalações

Art.9o- Sem prejuízo das penalidades de advertência e multa, constitui infração, sujeita às penalidades de embargo ou interdição, respectivamente, a realiza

ção de obras ou a posse de instalações, sem a necessária autorização ou concessão da ANEEL ou que ponham em risco a integridade física ou patri-

monial de terceiros.

Seção IV - Da Suspensão do Direito de Participar de Licitações e de Contratar com a ANEEL

Art.10o- Constitui infração, sujeita à penalidade prevista no inciso V do art. 2º desta Resolução, a inexecução total ou parcial de obrigações legais, regulamen

tares e contratuais, de que possa resultar grave prejuízo às atividades do setor de energia elétrica ou que representem, nos termos do § 3o do art.

17 do Anexo do Decreto no 2.335/97, reiterada violação ou descumprimento de:

I - padrões de qualidade de serviços;

II - prazo para entrada de operações de instalações;

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III - determinações da ANEEL;

Seção V - Da Revogação de Autorização

Art. 11o- Constituem infrações, sujeitas à penalidade de revogação de autorização, aquelas previstas na legislação e nos atos autorizativos que, a critério da

ANEEL, impliquem prejuízo considerável ao desenvolvimento das atividades autorizadas e/ou configurem sistemática inadimplência do seu titular,

especialmente nas hipóteses de:

I - descumprimento de cronogramas, obrigações e encargos decorrentes da autorização;

II - transferência a terceiros dos bens e instalações sem prévia e expressa autorização da ANEEL, quando aplicável;

III - não recolhimento de multa decorrente de penalidade imposta à autorizatária;

IV - descumprimento de notificação da fiscalização para regularizar a exploração do empreendimento objeto da autorização, quando for o caso;

Seção VI - Da Intervenção Administrativa

Art. 12o- A concessão e a permissão de serviços e instalações de energia elétrica estarão sujeitas à intervenção administrativa nos termos da legislação, em

especial da Lei nº 8.987, de 1995, a qual poderá ser decretada em caso de:

I - inadequação dos serviços prestados ou da exploração de instalações concedidas ou permitidas, não resolvida no prazo determinado;

III - verificação de reiteradas infrações a normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, não regularizadas após determinação da ANEEL;

V - recusa injustificada de interconexão;

VII - prática de ato que coloque em risco a prestação do serviço concedido ou permitido;

Seção VII - Da Caducidade da Concessão ou da Permissão

Art. 13o- A concessão e a permissão de serviços de energia elétrica estarão sujeitas à declaração de caducidade, nos termos da legislação, em especial da


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Lei nº 8.987, de 1995, bem assim do respectivo contrato de concessão ou permissão, quando:

I - o serviço estiver sendo prestado de forma inadequada ou deficiente, tendo por base, as normas, critérios, indicadores e parâmetros definidores da qua-

lidade do serviço;

II - a concessionária ou permissionária descumprir cláusulas contratuais ou disposições legais ou regulamentares concernentes à concessão ou permissão;

III - a concessionária ou permissionária paralisar o serviço ou concorrer para tanto, ressalvadas as hipóteses decorrentes de caso fortuito ou força maior;

IV - a concessionária ou permissionária perder as condições econômicas, técnicas ou operacionais para manter a adequada prestação do serviço concedi-

do ou permitido;

V - a concessionária ou permissionária não cumprir as penalidades impostas por infrações, nos devidos prazos;

VI - a concessionária ou permissionária não atender a intimação da ANEEL no sentido de regularizar a prestação do serviço;

Capítulo II- DOS CRITÉRIOS PARA FIXAÇÃO DAS MULTAS

Art. 14o- Sem prejuízo do disposto em regulamento específico ou contrato de concessão, os valores das multas serão determinados mediante aplicação, sobre

o valor do faturamento, nos casos de concessionários, permissionários e autorizados de instalações e serviços de energia elétrica, ou sobre o valor estimado

da energia produzida, nos casos de auto-produção e produção independente, correspondente aos últimos doze meses anteriores à lavratura do Auto de Infração,

dos seguintes percentuais:

Grupo I: até 0,01% (um centésimo por cento);

Grupo II: até 0,10% (dez centésimos por cento);

Grupo III: até 1% (um por cento);

Grupo IV: até 2% (dois por cento).

§ 1o- Para fins do que trata este artigo, entende-se por valor do faturamento as receitas oriundas da venda de energia elétrica e prestação de serviços, dedu-

zidos o ICMS e o ISS.

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TÍTULO II - DOS PROCEDIMENTOS

Capítulo I - DA AÇÃO FISCALIZADORA

Art. 18o- A ação fiscalizadora será consubstanciada em relatório de fiscalização, do qual se fará Termo de Notificação (TN), emitido em duas vias, contendo:

I - identificação do órgão fiscalizador e respectivo endereço;

II - nome, endereço e qualificação da notificada;

III - descrição dos fatos levantados;

IV - indicação de não conformidade(s) e/ou determinação de ações a serem empreendidas pela notificada, se for o caso;

V - identificação do representante do órgão fiscalizador, com seu cargo, função, número da matrícula e assinatura;

VI - local e data da lavratura.

Parágrafo único. Uma via do TN será entregue, ou enviada mediante registro postal com Aviso de Recebimento (AR), ao representante legal da notificada ou ao

seu procurador habilitado, para conhecimento e manifestação, se for o caso, sempre acompanhada, se existir, do respectivo relatório de fiscalização.

Art. 19o- A notificada terá o prazo de quinze dias, contado do recebimento do TN, para manifestar-se sobre o objeto do mesmo, inclusive juntando os ele

mentos de informação que julgar convenientes.

§ 1o- Decorrido este prazo, uma cópia do TN, acompanhada do relatório de fiscalização e de eventual manifestação da notificada, será encaminhada para aná-

lise da(s) Superintendência(s) envolvida(s) com os fatos levantados.

§ 2o- Quando da análise da manifestação da notificada, poderão ser solicitadas outras informações julgadas necessárias ao melhor esclarecimento dos fatos

relatados.

§ 3o- A Superintendência responsável pela ação fiscalizadora poderá, excepcionalmente, conceder prorrogação do prazo, desde que solicitada tempestivamente

e devidamente justificada pela notificada.

Art. 2o- A decisão acerca da instauração do processo administrativo formado com base nos arts. 18 e 19, relativamente aos fatos que possam resultar na

imposição das penalidades de que tratam os incisos I a IV do art. 2o desta Resolução, será proferida pelo Superintendente responsável pela ação

fiscalizadora e comunicada à notificada no prazo de quarenta e cinco dias, contado do recebimento da respectiva manifestação ou da fruição do prazo

de que trata o artigo anterior.


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§ 1o- O TN será arquivado quando não comprovada a não conformidade ou sendo consideradas procedentes as alegações da notificada.

§ 2o- Será lavrado Auto de Infração, com observância do procedimento estabelecido no Capítulo III, Título II, desta Resolução, nos casos de:

I - comprovação da não conformidade;

II - ausência de manifestação tempestiva da interessada;

III - serem consideradas insatisfatórias as alegações apresentadas;

IV - não serem atendidas, no prazo, as determinações da ANEEL.

8 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS• Sistemas de Transmissão de Energia Elétrica - Procedimentos de Fiscalização / Agência Nacional de Energia Elétrica, Superintendência de Fisca-

lização dos Serviços de Eletricidade. – Brasília / ANEEL, SFE, 2000.

• Sistema Interligado Nacional - Procedimentos de Rede / Operador Nacional do Sistema – Rio de Janeiro / ONS, Situação em: 31/03/2003.

• Guia: Série GRIDIS No 14 - Critério para Proteção Contra Incêndio em Subestações / Centrais Elétricas Brasileira SA - Rio de Janeiro / ELETRO-

BRAS, GRIDIS, 1966.

manual de transmissão2 - aneel.gov.br de transmissão.pdf · cada uma das partes envolvidas em...

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