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RELATÓRIO DE FISCALIZAÇÃO

RF-RPTE-01/2010-SFE

I - OBJETIVOS

Verificar o desempenho da concessionária Ribeirão Preto Transmissora de Energia S/A - RPTE em face do blecaute do dia 10 de novembro de 2009, com início às 22h13min que acarretou o desligamento de parte do Sistema Interligado Nacional – SIN, afetando dezoito estados brasileiros.

Processo ANEEL n° 48500.001137/2010-57.

II - METODOLOGIA E ABRANGÊNCIA

Análise da documentação e inspeção no Centro de Operação do Sistema da RPTE. Reunião e entrevistas com técnicos da RPTE. Análise do Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS-RE-3-252/2009. Análise de informações complementares encaminhadas pela RPTE e pelo Operador Nacional do

Sistema Elétrico – ONS, em atendimento à solicitação da fiscalização da ANEEL/SFE.

III - INFORMAÇÕES DA FISCALIZAÇÃO

A fiscalização foi realizada no período de 02/02/2010 a 02/02/2010 pela seguinte equipe técnica: - RENATO ABDALLA AFONSO - SFE/ANEEL - Coordenador - VINICIUS LOPES CAMPOS - SFE/ANEEL

IV - INFORMAÇÕES DO AGENTE

Empresa: Ribeirão Preto Transmissora de Energia Ltda. - RPTE

Endereço: Av. Marechal Câmara n° 160, sl. 1534., Centro, Rio de Janeiro /RJ, CEP: 20020080

Telefone: (0xx21) 2223 7344

V – CONSTATAÇÕES

1. Constatação (C.1) - ASPECTOS TÉCNICOS OPERACIONAIS

1.1 BLECAUTE DO DIA 10 DE NOVEMBRO DE 2009 OCORRIDO ÀS 22h13min

O blecaute do dia 10 de novembro de 2009 ocorrido às 22h13min teve sua origem no desligamento dos circuitos 1, 2 e 3 da linha de transmissão 765 kV Itaberá - Ivaiporã provocando rejeição de 5.564 MW de geração da UHE Itaipu 60 Hz, bem como a abertura dos circuitos remanescentes que compõem a interligação Sul-Sudeste, em 525 kV, 500 kV, 230 kV e 138 kV, interrompendo adicionalmente um fluxo de 2.950 MW, no sentido do Sul para o Sudeste e o desligamento dos dois bipólos do Sistema HVDC, que no momento estavam transmitindo 5.329 MW. Em função destes desligamentos e das condições de operação do sistema ocorreram outros desligamentos que acarretaram uma interrupção total de 24.436 MW (40%) de cargas do SIN, distribuída da seguinte forma:

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Região Sudeste: 22.468 MW Região Centro-Oeste: 867 MW Região Sul: 104 MW Região Nordeste: 802 MW Região Norte (Estados do Acre e Rondônia): 195 MW

O Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min, de 14 de dezembro de 2009, envolvendo o desligamento dos três circuitos da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã relatou que:

“A perturbação teve início com uma falta monofásica, envolvendo a fase Branca, na LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1, durante condições climáticas adversas. Instantes após, com esta primeira falta ainda presente, ocorreu outra falta monofásica, desta vez envolvendo a fase Vermelha, na LT 765 kV Itaberá – Ivaiporã C2. Em seqüência, ainda com as duas primeiras faltas presentes, ocorreu uma terceira falta monofásica, envolvendo a fase Azul, esta localizada na Barra A de 765 kV da SE Itaberá. Assim sendo, as faltas ocorreram quase que simultaneamente nos citados circuitos C1 e C2 e na Barra A de 765 kV da SE Itaberá, permanecendo presentes por alguns instantes, configurando para o SIN, um curto-circuito trifásico envolvendo a terra, na SE Itaberá, até o instante em que foi iniciado o processo de eliminação dos defeitos, com a retirada de serviço dos componentes afetados. A falha na LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1 foi eliminada pelas atuações das proteções Principais e Alternadas de distância, baseadas no princípio de ondas trafegantes, em ambos os terminais. A falha na LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C2 foi eliminada pelas atuações das proteções de sobrecorrente direcionais, em ambos os terminais. A falha na Barra A – 765 kV, da SE Itaberá, foi eliminada pela atuação da proteção Diferencial de Barra local. Instantes após a eliminação desta última falta, houve a atuação da proteção de sobrecorrente instantânea residual do Reator “shunt” da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3, em Ivaiporã, acarretando o desligamento dessa LT, interrompendo totalmente a conexão entre as SEs Itaberá e Ivaiporã. Na UHE Itaipu - 60 Hz ocorreram os desligamentos das UGs 10, 12, 14, 18 e 18A, rejeitando 3100 MW de geração, por atuação das Lógicas 15 e 8 do Esquema de Controle de Emergência – ECE do tronco de 765 kV, devido à perda tripla nesse tronco de 765 kV, ocorrida no trecho entre as SEs Itaberá e Ivaiporã, promovendo o ilhamento e a preservação da região Sul. No instante da perturbação a UHE Itaipu - 60 Hz operava com 9 Unidades Geradoras sincronizadas. Face ao distúrbio mencionado acima ocorreu a abertura da LT 500 kV Bateias - Ibiúna C1 e C2, por sobrecarga e oscilação de potência entre os subsistemas Sul e Sudeste, com elevação da freqüência no subsistema Sul a 63,5 Hz e redução da freqüência no subsistema Sudeste a 58,3 Hz. Instantes após os eventos até aqui mencionados ocorreram, principalmente nos Estados de São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo, desligamentos de unidades geradoras e de diversas Linhas de Transmissão, estas pelas suas proteções de distância, em decorrência da oscilação de potência experimentada pelo Sistema. Em decorrência da elevação de freqüência na Região Sul, em taxa elevada, ocorreu a abertura da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C1, C2 e C3, por atuação da Lógica 4 do ECE do tronco de 765 kV, isolando a Usina de Itaipu – 60 Hz, que permanecia até então conectada ao Sistema Sul. Pelos mesmos motivos já descritos, foram desligadas também, pelas suas proteções, as linhas de Interligação do Sistema do Mato Grosso do Sul com as Regiões Sul e Sudeste, levando este

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Sistema ao colapso. Com as aberturas mencionadas, ocorreu colapso de tensão na região Sudeste, notadamente na região de São Paulo, desligando o Sistema de Transmissão HVDC pela atuação da proteção de mínima tensão CC, interrompendo um fluxo de 5.329 MW, por este Elo CC, ficando a Usina de Itaipu – 50 Hz isolada do Sistema Interligado Nacional (SIN). Nestas circunstâncias não ocorreu, como era esperada, a separação automática de duas Unidades Geradoras sincronizadas na UHE Itaipu – 50 Hz com o Sistema Elétrico Paraguaio. Este Sistema Especial de Proteção é objeto de análise da Comissão Mista de Operação Brasil – Paraguai (CMO). O distúrbio ocorrido no SIN provocou colapso nos Estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo e Mato Grosso do Sul e atuações do ERAC, rejeitando cargas na Região Nordeste e Áreas Minas, Goiás, Mato Grosso e Acre/Rondonia, esta última após sua separação do Sistema Sudeste/Centro Oeste, formando ilha em torno da UHE Samuel e da UTE Termonorte II”.

2. Constatação (C.2) – FISCALIZAÇÃO DO PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA DA

RPTE APÓS O BLECAUTE

2.1 FISCALIZAÇÃO DO CENTRO DE OPERAÇÃO DA RPTE

A Figura 1 mostra a hierarquia existente entre os Centros de Operação do ONS e o Centro de Operação da RPTE.

COSR-NERecife - PE

COSR-N/

COBrasília - DF

COSR-SERio de Janeiro -

RJ

COSR-SFlorianópolis -

SC

CNOSBrasília - DF

RPTE

ONS

COT LESTERibeirão Preto -

SP

Figura 1 – Hierarquia entre os Centros de Operação da RPTE e do ONS

O Centro Nacional de Operação do Sistema - CNOS é o centro de operação de mais alto nível

hierárquico do ONS, atuando diretamente sobre os demais centros de operação do Operador Nacional e responsável pela coordenação, supervisão e controle da rede de operação, das interligações internacionais e do despacho de geração das usinas despachadas centralizadamente.

Os Centros de Operação do Sistema Regionais - COSR são centros do ONS, responsáveis 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 usinas sob Controle Automático de Geração - CAG, do Controle

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Automático de Tensão - CAT e do Esquema de Controle de Segurança - ECS, nas instalações de sua área de atuação.

A área de atuação de cada centro regional do ONS é a Rede de Operação Regional/Local de cada

região, constituída pelos sistemas troncos de transmissão para atendimento aos centros de carga, interligações com concessionárias de distribuição e com consumidores ligados diretamente à Rede de Operação.

A RPTE é responsável pelas atividades de supervisão, comando e execução da operação das suas

instalações que compõem a rede de operação do ONS. As instalações da RPTE se resumem a linha de transmissão em 500 kV São Simão – Marimbondo, a LT 500 kV Marimbondo – Ribeirão Preto, um banco de reatores RT05 de 100 Mvar na SE Marimbondo e demais instalações associadas conforme figura a seguir.

Figura 2 – Sistema de Transmissão da RPTE

Na estrutura operacional adotada pela RPTE há o Centro de Operação da Transmissão Leste (COT-

LESTE) localizado na subestação de Ribeirão Preto, no município de Ribeirão Preto, que opera também as instalações da concessionária Poços de Caldas Transmissora de Energia - PCTE.

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Figura 3 – Área de Atuação do COT-LESTE.

O Centro de Operação da RPTE (COT-LESTE) na SE Ribeirão Preto caracteriza-se por ser: 1. Concentrador de Dados entre o equipamento de supervisão local de cada instalação (Unidade

Terminal Remota) e o Centro de Operação Regional Sudeste do ONS.

2. Executor direto, por meio de telecomando, da operação das instalações da RPTE que compõem a

Rede Básica do ONS.

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Figura 4 – Sala de Controle do COT-LESTE

Para a operacionalidade dos sistemas em contingências e manobras programadas, existe um operador

por turno, 24 horas por dia (00h00 às 08h00, 08h00 às 16h00 e 16h00 às 24h00) além de um operador-mantenedor e um Especialista de Operação durante o horário comercial. Quando necessário, fora do horário comercial, o operador do COT-LESTE aciona o operador-mantenedor.

Nas demais instalações, um operador-mantenedor por turno 24 horas por dia (00h00 às 08h00, 08h00 às

16h00 e 16h00 às 24h00) e mais um operador-mantenedor durante o horário comercial, ou seja, no horário comercial ficam dois operadores na instalação. Quando necessário, fora do horário comercial, o operador do turno aciona o operador-mantenedor do horário comercial.

O COT-LESTE conta com uma rede de comunicação de voz e dados, desde as UTRs nas instalações até

o centro de operação regional do ONS (COSR-SE), cujos requisitos de qualidade e disponibilidade devem atender ao que estabelece os Procedimentos de Rede Submódulos 2.7 “Requisitos de Telesupervisão para a Operação” e 13.2 “Requisitos de Telecomunicações”, dentre outros.

Segundo informado pelo agente, os equipamentos são supervisionados e telecomandados remotamente

no COT-LESTE através do Sistema Digital de Supervisão e Controle da SIEMENS – SAT 230 que é interconectado com o centro do ONS (COSR-SE) e integrado aos Sistemas Digitais da CEMIG, FURNAS e CTEEP.

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Figura 5 – Sistema de comunicação COT LESTE

Figura 6 – Arquitetura de TELECOM.

O sistema de telecomunicações do COT-LESTE com as instalações da RPTE são realizados através de

fibra óptica (cabo OPGW) e com o centro de operação regional do ONS (COSR-SE) pela rede da Companhia de Telecomunicações do Brasil Central – CTBC.

Para o suprimento dos serviços auxiliares o COT-LESTE conta com a seguinte estrutura:

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Fonte principal: 13,8 kV do terciário do Autotransformador 9AT02;

Fonte secundária: 13,8 kV CPFL, distribuidora local;

Fonte terciária: Grupo Gerador Diesel de Emergência.

Além dessas fontes existem dois conjuntos de bancos de baterias para regime normal de flutuação, que alimentam tanto as cargas do sistema de supervisão, controle e proteção quanto as cargas dos sistemas de telecomunicação. A comutação entre a fonte principal e a fonte secundária dos serviços auxiliares está sendo feita apenas de modo manual. Segundo informações da RPTE o automatismo dos serviços auxiliares encontra-se indisponível devido à necessidade de correções por parte do fabricante, Siemens. De acordo com a RPTE a previsão é que o automatismo esteja em operação até março/2009, pois está agendada visita do fabricante para corrigir esta indisponibilidade.

A comutação para a fonte terciária, quando necessário, é realizada de dentro da sala de controle também

de forma manual.

Figura 7 – Serviço Auxiliar 13,8 kV.

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Figura 8 – Serviço Auxiliar 380 V.

Figura 9 – Grupo Gerador de Emergência Figura 10 – Banco de baterias A equipe de fiscalização da ANEEL/SFE constatou que durante a ocorrência do dia 10 de novembro de

2009 às 22h13min a alimentação dos serviços auxiliares proveniente do terciário do autotransformador AT02 saiu por atuação da proteção de sobretensão deste transformador. Neste período, de aproximadamente 15 minutos, o COT-LESTE ficou alimentado apenas pelas baterias, enquanto era feita a comutação para a fonte de suprimento proveniente da CPFL. De acordo com a RPTE, não foi preciso partir o Grupo Gerador de Emergência.

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Não Conformidade (N.1)

Foi verificado o descumprimento da alínea “d” do inciso II da Décima Segunda Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão de Transmissão n° 003/2007-ANEEL, de 30 de abril de 2007:

“CLÁUSULA QUARTA - OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA Será de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, de acordo com regras e critérios estabelecidos pela ANEEL, sendo de sua competência captar, aplicar e gerir os recursos financeiros necessários à adequada prestação do serviço regulado neste CONTRATO. (...) Décima Segunda Subcláusula - São, ainda, obrigações e encargos da TRANSMISSORA: (...) II - Com a qualidade do serviço concedido: (...) d - operar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de acordo com o MANUAL DE PROCEDIMENTO DE OPERAÇÃO e demais instruções dos PROCEDIMENTOS DE REDE, com as regras vigentes e com as que vierem a ser emanadas da ANEEL ou do ONS, devendo acatar e aplicar quaisquer novas resoluções, determinações,recomendações e instruções que vierem disciplinar o SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO”.

(grifos desta Superintendência)

Foi verificado o descumprimento dos itens 7.9.1 (a), 7.9.2 (a) e (e) do Submódulo 2.3 dos

Procedimentos de Rede, referente ao não atendimento do requisito de conjuntos de bancos de baterias/retificadores independentes para o sistema de Supervisão, Controle e Proteção e para o sistema de Telecomunicações, destacados a seguir.

“7.9 Requisitos para os serviços auxiliares de corrente contínua e de corrente alternada para subestações da rede básica com tensão igual ou superior a 230 kV 7.9.1 Alimentação em corrente contínua para os sistemas de proteção, supervisão e controle

(a) Os serviços auxiliares de corrente contínua (CC) para alimentação dos sistemas de proteção,

controle e supervisão devem ter dois conjuntos de bancos de baterias com retificadores

independentes, alimentando cargas independentes, e cada conjunto deve ser dimensionado para

suprir toda a carga prevista em regime contínuo.

7.9.2 Alimentação em corrente contínua para os sistemas de telecomunicações

(a) Os serviços auxiliares CC para alimentação dos sistemas de telecomunicação devem ter dois

conjuntos de bancos de baterias com retificadores independentes, alimentando cargas

independentes, e cada conjunto deve ser dimensionado para suprir a carga total imposta pelos

equipamentos de telecomunicação da subestação (SE).

(e) Os conjuntos de baterias/retificadores mencionados no item 7.9.1 devem ser independentes

dos conjuntos mencionados neste item 7.9.2.


Prazo para regularização: 120 dias

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Não Conformidade (N.2)




Foi verificado o descumprimento do item 7.9.3 (c) do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede,

referente ao não atendimento do requisito de partida automática do grupo gerador de emergência para os serviços auxiliares de corrente alternada para subestações da Rede Básica com tensão igual ou superior a 230 kV, destacado a seguir.

“7.9 Requisitos para os serviços auxiliares de corrente contínua e de corrente alternada para subestações da rede básica com tensão igual ou superior a 230 kV 7.9.3 Alimentação em corrente alternada

(c) Os serviços auxiliares CA devem ter – para casos de falta de tensão nas duas fontes de

alimentação CA preferenciais – grupo motor-gerador com partida automática e capacidade para

alimentação das cargas essenciais da SE. Cargas essenciais são aquelas necessárias para iniciar o

processo de recomposição da SE em caso de desligamento total ou parcial.



Determinação (D.1)

Regularizar também o automatismo na comutação entre a fonte principal dos serviços auxiliares (13,8 kV do AT02) e a fonte secundária (13,8 kV da CPFL).

Prazo para cumprimento: 30 dias

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2.2 INTERVENÇÕES PROGRAMADAS NO MOMENTO DA OCORRÊNCIA De acordo com a RPTE não havia equipamentos indisponíveis e nem recomendação vigente no

momento anterior ao da ocorrência. Além disso, não havia equipamentos desligados por conveniência operativa, controle de carregamento ou controle de tensão.

2.3 DESEMPENHO DO SISTEMA DA RPTE APÓS A PERTURBAÇÃO

Após a abertura do tronco de 765 kV entre as SEs Itaberá e Ivaiporã, ocorreu sobrecarga pelas demais

interligações S/SE, nas LTs 525 kV, 500 kV, 230 kV e 138 kV, o que ocasionou os desligamentos de inúmeras linhas de transmissão conforme o RAP ONS-RE-3-252/2009.

As linhas de transmissão 500 kV São Simão – Marimbondo e Marimbondo – Ribeirão Preto, instalações

de propriedade da RPTE, não desligaram durante o período da perturbação, com exceção do desligamento automático da linha de transmissão São Simão – Marimbondo às 23h24min com sucesso no religamento automático da mesma, conforme pode ser observado no Relatório Diário da Operação COT-LESTE do dia 10 de novembro de 2009, a seguir:

“2.1 10/11/2009 - Desligamento Automático da LT 500 kV São Simão / Marimbondo 23h24: Houve Desligamento Automático da LT 500 kV São Simão / Marimbondo, abrindo os Disjuntores 11U4 e 12U4 da SE UHSS e Disjuntores 9072 e 9782 da SE USMR, com atuação do religamento automático em ambos os terminais; sendo na SE UHSS no DJ 12U4 e SE USMR

DJ 9782.”

2.4 PROBLEMAS OBSERVADOS NA COMUNICAÇÃO DE VOZ E DADOS DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE NO PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO Por meio da Requisição de Documentos - RD n° 001, de 17 de dezembro de 2009, durante fiscalização

da ANEEL/SFE no ONS, sobre a ocorrência do dia 10 de novembro de 2009, foi solicitado que fossem relatados os problemas observados na comunicação de voz e dados do sistema de supervisão e controle, com ênfase nas principais indisponibilidades que impactaram o processo de recomposição para cada um dos agentes envolvidos.

Em atendimento a RD n.° 001, o ONS encaminhou a CARTA ONS-0023/100/2010, de 8 de janeiro de

2010, apresentando a seguinte situação para o caso da RPTE:

2.4.12 RPTE – Ribeirão Preto Transmissora de Energia “Os circuitos principal e reserva falharam entre 22h14min e 15h23min, ocasionando perda da supervisão do COT LESTE, que inclui os seguintes equipamentos:

SE Ribeirão Preto 500 kV;

SE Marimbondo 500 kV – perda dos vãos das LTs para São Simão e Ribeirão Preto, e

do disjuntor 952R, disjuntor do reator 5;

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As perdas da RPTE e da PCTE impactaram no reconhecimento de que as cargas atendidas pelas SE Ribeirão Preto, Santa Bárbara d’ Oeste e Sumaré ficaram alimentadas pelo 500 kV da área Minas Gerais, e suas conexões, sendo informada, pela CTEEP, por contato telefônico, esta situação ao COSR-SE.” 2.5.6 PLENA – COT LESTE (Agentes PCTE e RPTE) “Entre 23h20min e 03h30min, foram feitas 5 tentativas de ligação através dos 2 “hotlines” do COT-LESTE da PLENA sem sucesso.”

A RPTE informou durante a fiscalização que as comunicações de voz e dados com os demais agentes e com as instalações internas não foram afetadas, contudo, devido à perda dos canais contratados junto a Companhia de Telecomunicações do Brasil Central – CTBC o COT-LESTE perdeu comunicação de voz e dados com o COSR-SE.

Não foram apresentados os motivos que ocasionaram as perdas de comunicação de voz e dados junto

à CTBC, nem o motivo para a demora exagerada no processo de restabelecimento do sistema. A RPTE informou que já solicitou a CTBC os motivos da perda de comunicação, entretanto, ainda não obtiveram resposta.

Não-Conformidade (N.3)




Foi verificado o descumprimento do item 4.1.1.1 (a) do Submódulo 13.2 dos Procedimentos de Rede,

referente ao não atendimento do requisito de disponibilidade do serviço de telecomunicação de dados provenientes das subestações de RPTE, destacado a seguir:

“4.1.1.1 Para atender à operação do SIN, o serviço de telecomunicações deve dispor de serviços de comunicação de voz e de dados, em conformidade com este submódulo e com o Submódulo 25.12. Esses

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serviços devem ser oferecidos em três classes, a saber: (a) Classe A: Deve apresentar disponibilidade total de, pelo menos, 99,98%, apurada mensalmente, cujo valor

de referência é o somatório dos últimos 12 (doze) meses. Isso implica uma indisponibilidade máxima

total, num período de 12 (doze) meses, de 1 (uma) hora e 45 (quarenta e cinco) minutos.

4.3.3 Os serviços de comunicação de dados dão suporte às atividades de normatização, pré-operação, operação em tempo real, pós-operação, planejamento e programação da operação, administração de serviços e encargos da transmissão. 4.3.3.1 Para suporte às atividades da operação em tempo real (a) Devem ser disponibilizados serviços Classe A, em atendimento ao estabelecido no Submódulo 2.7: (...) (ii) entre os centros de operação do ONS e os centros de operação dos agentes de operação com os quais o ONS se relaciona”.



VI – CONCLUSÃO

Com a abertura do tronco de transmissão entre Ivaiporã e Itaberá 765 kV, houve a abertura da LT 500

kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, por sobrecarga. Posteriormente o sistema passa a oscilar levando a perda de sincronismo entre as regiões Sul e Sudeste, provocando o desligamento das interligações pelas LTs em 230 kV e 138 kV, permanecendo a interligação apenas pela LT 525 kV Londrina - Assis - Araraquara. O rápido afundamento do perfil de tensão na área São Paulo, associado à configuração do sistema de transmissão, fez com que o sistema de 440 kV de São Paulo iniciasse a perda de sincronismo no tempo da ordem de 1,0 segundo. Essa situação provocou a perda de carga das áreas São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo e Mato Grosso do Sul, levando a um desligamento generalizado de toda a região citada.

As linhas de transmissão da RPTE não desligaram durante a ocorrência, com exceção do desligamento

automático da linha de transmissão São Simão – Marimbondo às 23h24min com sucesso no religamento automático da mesma.

O grupo gerador de emergência do COT-LESTE não possui partida automática quando da falta de

tensão das duas fontes de alimentação CA preferenciais. Foi verificado também que os conjuntos de bancos de baterias/retificadores alimentam tanto o sistema de telecomunicações quanto o sistema de proteção, controle e supervisão, em desacordo com o estabelecido nos Procedimentos de Redes.

Houve dificuldade de identificação do sistema, resultante da perturbação, para o processo de

recomposição, ocasionado pela falha na comunicação de voz e dados do sistema de supervisão e controle da RPTE, com a perda de dados das 22h14min às 15h23min.

A RPTE deve ser notificada para tomar conhecimento dos fatos apurados pela fiscalização e esclarecer

as não conformidades verificadas.

VII - EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO

_______________________________________________________ RENATO ABDALLA AFONSO

Coordenador

_______________________________________________________ VINÍCIUS LOPES CAMPOS

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