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S i s t e m a s d e T r a n s m i s s ã o d e E n e r g i a E l é t r i c a

B r a s í l i a - D F

Aneel - Agência Nacional de Energia ElétricaDiretoria:José Mário Miranda Abdo - Diretor GeralAfonso Henriques Moreira SantosEduardo Henrique Ellery FilhoJaconias de AguiarLuciano Pacheco Santos

Superintendência de Fiscalizaçãodos Serviços de Eletricidade - SFE Superintendente:Hélio Puttini JuniorCoordenação:Cláudio FerreiraIvan Marques de Toledo CamargoHélio Puttini JuniorManoel Eduardo Miranda NegrisoliAutores:Escola Politécnica da USP - Universidade de Såo PauloDepartamento de Engenharia de Energia e Automação ElétricasAderbal de Arruda Penteado Jr.Antonio Manuel CorvoCarlos Márcio Vieira TahanPaulo Koiti MaezonoPaulo Santos Vieira FilhoWagner da Silva LimaColaboradores:UFSC - Universidade Federal de Santa CatarinaGeraldo KindermannIldemar Cassana DeckerRubipiara Cavalcante FernandesEFEI - Escola Federal de Engenharia de ItajubáGermano Lambert TorresJamil HaddadLuis Eduardo Borges da SilvaPedro Paulo de Carvalho Mendes

A265s Agência Nacional de Energia Elétrica. Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade.

Sistemas de transmissão de energia elétrica:procedimentos de fiscalização / Agência Nacional de EnergiaElétrica, Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade. - Brasília: ANEEL, SFE, 2000.

57 p.

1. Sistema de transmissão - Fiscalização - Brasil. 2. Energia elétrica - Transmissão. I. Título.

CDU: 621.315.008.6(81)

S i s t e m a s d e T r a n s m i s s ã o d e E n e r g i a E l é t r i c a

P r o c e d i m e n t o s d e F i s c a l i z a ç ã o

S u p e r i n t e n d ê n c i a d e F i s c a l i z a ç ã od o s S e r v i ç o s d e E l e t r i c i d a d e - S F E

J U L H O / 2 0 0 0

A p r o v a d o p e l a R e s o l u ç ã oA N E E L n º- 2 71 d e 1 9 d e j u l h o d e 2 0 0 0

B r a s í l i a - D F

A P R E S E N TA Ç Ã O

A palavra fisco vem do latim fiscu e significa um conjunto de órgãos da administração pública destinado à arrecadação e à fiscalização detributos, surgindo, daí, as palavras fiscal e fiscalização.

As ações de fiscalização remontam à antigüidade, quando se processaram as primeiras cobranças de tributos estabelecidos por impériose reinados. Grassava o uso arbitrário da força contra as populações e a prática de extorsão, sob a forma de impostos, era regra geral.Historicamente, os impostos foram criados pela nobreza, de forma a prover sua sustentação e perpetuar sua condição, sob a alegaçãode que os recursos seriam utilizados em benefício das comunidades. As figuras do coletor e do fiscal se confundiam.

No Brasil, as fiscalizações começaram já no período colonial (1530 — 1822), com os Governos Gerais, provocando a reação popular,manifestada pelo movimento nativista contra os abusos do fiscalismo; pela revolta popular dos colonos, no Rio de Janeiro, contra acobrança de impostos e pela revolta de Felipe dos Santos, em Minas Gerais, em virtude dos excessivos valores fiscais cobrados pelosportugueses. Em Pernambuco, outra revolução aconteceu contra as práticas fiscais abusivas de D. João VI. Foi um período dedesrespeito ao patrimônio e à dignidade pessoal dos brasileiros.

Com o tempo, a ação do Estado evoluiu, partindo da estrita verificação das obrigações tributárias até a fiscalização dos direitos difusos,como a defesa de um meio ambiente equilibrado. Entretanto, a sociedade guarda muito da idéia de uma antiga fiscalização, onde atruculência, muitas vezes, substituía o bom senso; a intimidação não dava espaço à investigação inteligente e onde a sociedade eraexcluída das decisões relativas à ação fiscalizadora. Hoje, as sociedades democráticas exigem novas posturas: o cidadão é o foco, mas é também o agente. O mesmo que consome, produz.O direito e o dever se misturam e, até, se identificam no equilíbrio almejado. Equilíbrio que não é estático, posto que a sociedade édinâmica, e suas necessidades evoluem a cada momento.

Este é o viés que se tem pretendido nas ações de fiscalização da Aneel. Não é só uma fiscalização "pró-consumidor", mas "pró-sociedade".E esta publicação é mais um passo nesse sentido. Com ela, todos os agentes passam a conhecer os delineamentos da ação fiscalizatóriano âmbito da Rede Básica: consumidores, produtores e governo. É a transparência associada à orientação.

Estabelece-se, aí, a educação dos agentes do setor elétrico como um aspecto fundamental da missão da Aneel, inibindo a possibilidadede existência de qualquer ato prepotente, intimidatório ou discricionário. Além disso, o amplo direito à defesa em dois níveisadministrativos, sendo o último exercido por uma diretoria colegiada, garante a transparência e o respeito imprescindíveis ao processo.Em contrapartida, esta Agência busca conquistar, por seus esforços, o respeito de toda a sociedade.

Mudaram os tempos e as práticas. A democratização do país, preconizada pela Constituição Federal de 1988, se consolida dia a dia, pormeio das leis e das ações de seus cidadãos e de suas instituições.

Afonso Henriques Moreira SantosDiretor da Aneel

PREFÁCIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1. INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.1 A ORGANIZAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO. . . 41.2 O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2. PROCEDIMENTOS DE FISCALIZAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.1 OBJETIVOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.2 PROCEDIMENTO BÁSICO DE FISCALIZAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . 102.3 DEFINIÇÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102.4 ATIVIDADES DE FISCALIZAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112.5 DOCUMENTOS PREVIAMENTE ENCAMINHADOS

PELA EMPRESA FISCALIZADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.6 DOCUMENTOS A SEREM DISPONIBILIZADOS PELA

EMPRESA, PARA A EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO . . . . . . . . 13

3. FISCALIZAÇÃO DE ÁREAS NORMATIVAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

3.1 OPERAÇÃO E PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO . . . . . . . . . . . 143.1.1 Conceitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143.1.2 Indicadores de Desempenho da Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143.1.3 Recursos para a Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143.1.4 Recursos para Estudos Elétricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143.1.5 Recursos Humanos para a Operação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153.1.6 Instruções e Manuais de Procedimentos de Operação . . 153.1.7 Níveis de Tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153.1.8 Pontos Críticos do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153.1.9 Carregamentos de Linhas de

Transmissão e Transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153.2 PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.2.1 Conceitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.2.2 Critérios de Planejamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.2.3 Estudos de Planejamento da Expansão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.2.4 Padrões de Arranjos de Equipamentos e Barras

para Linhas e Subestações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.2.5 Plano de Obras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.3 MANUTENÇÃO DE LINHAS E SUBESTAÇÕES . . . . . . . . . . . . . . . 163.3.1 Subestações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.3.2 Linhas de Transmissão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.4 PROTEÇÃO, MEDIÇÃO DE FATURAMENTO, SUPERVISÃO E CONTROLE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.4.1 Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.4.2 Medição de Faturamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253.4.3 Supervisão e Controle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.4.4 Sistemas de Supervisão para Centros de Operação . . 27

3.5 TELECOMUNICAÇÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.5.1 Conceitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.5.2 Descrição do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

3.5.3 Existência de Sistemas Antigos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.5.4 Desempenho do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303.5.5 Recursos Humanos para a Área de Telecomunicações . . 303.5.6 Engenharia de Telecomunicações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303.5.7 Manutenção do Sistema de Telecomunicações . . . . . . . . . 303.5.8 Métodos e Processos de Engenharia de Manutenção. . . 31

3.6 RECURSOS HUMANOS – EMPRESA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313.6.1 Segurança do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313.6.2 Treinamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313.6.3 Gestão dos Recursos Humanos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

4. FISCALIZAÇÃO DE ÁREAS EXECUTIVAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

4.1 MANUTENÇÃO DE LINHAS E SUBESTAÇÕES . . . . . . . . . . . . . . . . 334.1.1 Subestações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334.1.2 Linhas de Transmissão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

4.2 PROTEÇÃO, COMANDO E CONTROLE, MEDIÇÃO E SUPERVISÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

4.2.1 Manutenção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364.2.2 Instalações das Equipes e Guarda de

Materiais e Instrumentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364.2.3 Treinamento das Equipes de Proteção, Comando

e Controle, Medição e Supervisão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364.2.4 Métodos e Processos Técnicos e Gerenciais

para Proteção, Comando e Controle, Medição e Supervisão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

4.2.5 Proteção e Registradores de Perturbações . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374.2.6 Medição de Faturamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374.2.7 Sistemas de Supervisão e Controle para

Centros de Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374.3 TELECOMUNICAÇÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

4.3.1 Sistemas da Regional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374.3.2 Desempenho do Sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384.3.3 Treinamento da Equipe de Telecomunicações . . . . . . . . . . . . 384.3.4 Manutenção do Sistema de Telecomunicação . . . . . . . . . . . 384.3.5 Instalações das Equipes e Guarda de

Materiais e Instrumentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

5. FISCALIZAÇÃO DE INSTALAÇÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

5.1 CENTROS DE OPERAÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395.1.1 Conceitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395.1.2 Conservação Geral das Instalações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395.1.3 Infra-estrutura para o Centro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395.1.4 Recursos para a Operação do Centro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395.1.5 Esquema de Atendimento à Manutenção de

Emergência no Sistema de Supervisão e Controle . 405.1.6 Condição de Trabalho dos Despachantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 405.1.7 Segurança Patrimonial e Segurança da Operação . . . . 40

A N E E L - A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A S I S T E M A D E T R A N S M I S S Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A1

SUMÁRIO

5.2 CENTROS DE MANUTENÇÃO E LABORATÓRIOS . . . . . . . . . 405.2.1 Conceitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 405.2.2 Conservação Geral das Instalações de

Centros de Manutenção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 405.2.3 Infra-estrutura para Centros de Manutenção . . . . . . . . . . . . 405.2.4 Recursos para os Centros de Manutenção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 405.2.5 Segurança Patrimonial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

5.3 SUBESTAÇÃO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 415.3.1 Dados Gerais da Subestação Fiscalizada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 415.3.2 Fiscalização da Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 415.3.3 Recursos para a Operação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 415.3.4 Esquema de Acionamento da Manutenção . . . . . . . . . . . . . . . . 425.3.5 Instalações Gerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 425.3.6 Segurança Física da Subestação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 425.3.7 Corrosão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 425.3.8 Arranjo de Barras e Leiaute da Subestação . . . . . . . . . . . . . . . . . 425.3.9 Equipamentos Principais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

5.3.10 Equipamentos Auxiliares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 435.3.11 Supervisão Local da Subestação (Digital)

e Automação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445.3.12 Medição de Faturamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445.3.13 Proteção, Teleproteção, Registradores de

Perturbações e Esquemas Especiais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445.3.14 Sistema de Supervisão para Centros de Operação –

Instalações na Subestação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445.3.15 Telecomunicações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

5.4 LINHA DE TRANSMISSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 455.4.1 Dados Gerais da Linha de Transmissão Fiscalizada . . . 455.4.2 Desempenho Observado para a Linha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 455.4.3 Manutenção da Linha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 455.4.4 Corrosão nas Estruturas da Linha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 455.4.5 Invasão de Faixas de Servidão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 455.4.6 Outros Pontos Observados na Linha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

6. REFERÊNCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

6.1 METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DA PROTEÇÃO DO ONS (GTP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

6.1.1 Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 476.1.2 Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 476.1.3 Terminologia e Definições do ONS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 476.1.4 Parâmetros de Análise do Desempenho. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 486.1.5 Critérios de Análise de Atuação da Proteção. . . . . . . . . . . . . . . 486.1.6 Situação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 496.1.7 Orientação aos Agentes de Fiscalização. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

6.2 SISTEMA ESTATÍSTICO DE MANUTENÇÃO DA CDE. . . . . . 506.2.1 Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506.2.2 Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506.2.3 Terminologia e Definições . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 506.2.4 Indicadores CDE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 516.2.5 Situação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 536.2.6 Orientação aos Agentes de Fiscalização . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

6.2.7 Dados a Coletar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 546.3 METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO

DE SUPRIMENTOS – INDICADORES DE CONTINUIDADE ELETROBRÁS / DNAEE / CIER . . . . . . . 54

6.3.1 Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 546.3.2 Definições Gerais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 546.3.3 Conceitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 546.3.4 Indicadores para o Sistema de Transmissão

e Subsistemas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 556.3.5 Cálculos por Ponto de Suprimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 556.3.6 Cálculos por Empresa Suprida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 556.3.7 Cálculos para o Sistema de Transmissão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 566.3.8 Classificação dos Indicadores de Continuidade . . . . . . . . . 56



P R E F Á C I O

A Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade - SFE iniciou as suas atividades em fevereiro de 1998, com a posse doEngº Hélio Puttini Junior, e completou a sua estrutura em maio do mesmo ano, com a contratação de técnicos oriundos de empresasde energia elétrica, universidades e do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE. A SFE tem a atribuição de fiscalizara transmissão, a distribuição e comercialização de energia elétrica.

Em consonância com o novo modelo do setor elétrico, a atividade de fiscalização passou a ter vital importância dentro de um mercadoexigente e competitivo, requerendo a criação de procedimentos técnicos para a realização dessa tarefa, com coerência, equilíbrio e responsabilidade.

Dentro do âmbito da Superintendência, a dimensão e a especificidade da transmissão de energia elétrica brasileira, compostas por cercade 300 subestações e 67 mil quilômetros de linhas de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV, indicava a extensão dotrabalho a ser feito. A Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel definiu a tensão de 230 kV como valor mínimo para compor aRede Básica de Transmissão. A atividade de fiscalização da transmissão não pode ser delegada às Agências Estaduais, sendo umaatribuição exclusiva da Aneel.

Fazer a fiscalização dessa complexa rede de linhas e subestações tornou-se um desafio apaixonante, e este manual é o resultado doesforço de toda a Superintendência e de universidades parceiras no processo.

Uma primeira versão foi posta em prática a partir de novembro de 1999, sendo revista em fevereiro e maio de 2000, após ter sidoaplicada na fiscalização dos procedimentos das empresas de transmissão de energia elétrica. Este manual é o resultado de um quartoajuste, feito em julho, após concluído o trabalho em 100% das 15 companhias transmissoras.

Esperamos que este produto - inserido dentro da filosofia da Aneel de valorização da conduta ética, transparência, introdução de novosvalores no tocante a uma fiscalização moderna, com respeito aos agentes envolvidos, tendo como principal objetivo alcançar umpatamar de continuidade e qualidade de transmissão de energia elétrica compatível com as exigências que o mercado nos impõe - sejaútil ao setor elétrico e a todos aqueles que queiram contribuir para a evolução deste modelo.

Manoel Eduardo Miranda NegrisoliAssessor da Superintendência de

Fiscalização dos Serviços de Eletricidade

1 . I N T R O D U Ç Ã O

Nas últimas duas décadas os setores de energia elétrica em todoo mundo têm evoluído na direção do estabelecimento de umaestrutura de mercado onde passa-se a ter uma nítida separaçãoentre o produto – a energia elétrica, e o serviço prestado –transmissão e distribuição, possibilitando, dessa forma, a instalaçãode competição nas atividades de geração e comercialização daenergia elétrica. As atividades de transmissão e distribuição sãoconsideradas como monopólios naturais e, conseqüentemente,não vocacionadas para a exploração concorrencial. Assim, parao estabelecimento de um ambiente de competição na geraçãoe comercialização são fundamentais: o livre acesso desses agentesaos sistemas de transmissão e distribuição; e a existência deum agente regulador responsável pela regulação técnica e econômica das atividades de transmissão e distribuição.

A regulação técnica trata de aspectos relacionados à qualidadee continuidade do fornecimento de energia, bem como dadefinição dos critérios de expansão dos sistemas de geração,transmissão e distribuição. No âmbito da regulação econômicasão consideradas as questões relacionadas à preservação doequilíbrio econômico-financeiro dos agentes, controle dospreços da energia para os consumidores cativos e controle dospreços dos serviços de transmissão e distribuição.

O funcionamento adequado de um mercado de energia elétricarequer a observância dos requisitos de eficiência econômica,auto-sustentação, universalização dos serviços e operação emconformidade com os padrões de qualidade e confiabilidadeexigidos pela sociedade. A observância desses requisitos demanda,além da atuação dos agentes de geração, comercialização,transmissão e distribuição, a definição de outras funções, como:

– Operação independente do sistema;

– Operação do mercado;

– Planejamento do sistema;

– Regulação do mercado.

No Brasil, a partir de 1995, um conjunto de leis estabeleceu asbases legais para o processo de reestruturação do setor elétrico,dando suporte às mudanças. De um sistema, em sua quasetotalidade, estatal e concentrado nas mãos dos governos estaduale federal, caminha-se para outro, onde os empreendedores einvestidores privados devem ocupar um papel de destaque.Algumas importantes características desse processo de reestruturação são: a obrigatoriedade de licitação para as concessõesde serviços públicos; a separação do mercado de energia pormeio da desverticalização dos segmentos de geração, transmissãoe distribuição; e a separação das atividades de comercializaçãoe distribuição. Na geração, onde está presente o princípio dacompetição, tem-se três modalidades de exploração: serviço

público, produção independente e autoprodução. A comercializaçãoconstitui outro segmento do modelo, onde a competição éestimulada. Sendo intermediador, o agente comercializadornão gera, não transporta nem distribui, apenas compra e vendeenergia elétrica. Até junho de 2000, um total de dezesseteempresas receberam autorização da Aneel para operaremcomo Comercializadores de Energia Elétrica.

1.1 A ORGANIZAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Na nova organização do setor elétrico brasileiro, as funções de operador independente do sistema, operador do mercado,planejador do sistema e regulador do mercado são, respectivamente,exercidas por:– ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico;

– ASMAE – Administradora de Serviços do Mercado Atacadistade Energia Elétrica;

– CCPE – Comitê Coordenador do Planejamento da Expansãodos Sistemas Elétricos;

- Aneel - Agência Nacional de Energia Elétrica.

O ONS foi criado pela Lei nº- 9.648, de 27 de maio de 1998,regulamentado pelo Decreto nº- 2.655, de 02 de julho de 1998,e teve seu funcionamento autorizado pela Resolução nº- 351 daAneel, de 11 de novembro de 1998. Trata-se de uma entidadede direito privado, responsável pela coordenação e controledas instalações de geração e transmissão de energia elétricanos sistemas interligados brasileiros. É uma associação civil,cujos integrantes são as empresas de geração, transmissão,distribuição, importadores e exportadores de energia elétrica econsumidores livres, tendo o Ministério de Minas e Energiacomo membro participante, com poder de veto em questõesque conflitem com as diretrizes políticas governamentais para osetor. Também tomam parte nessa associação dois representantesdos Conselhos de Consumidores. As atribuições dos ONS,definidas por lei, são:– Planejamento e programação da operação e despacho

centralizado da geração;

– Supervisão e coordenação dos centros de operação dos sistemas elétricos;

– Supervisão e controle da operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais e das interligações internacionais;

– Contratação e administração dos serviços de transmissão, do acesso à rede e dos serviços ancilares;

– Proposição à Aneel das ampliações e reforços da Rede Básicade transmissão e

– Definição de regras para a operação da Rede Básica de transmissão a serem aprovadas pela Aneel.


A Administradora de Serviços do Mercado Atacadista deEnergia Elétrica (ASMAE) é a responsável pela operação doMercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE), instituídomediante Acordo de Mercado, assinado em agosto de 1998. Asfunções da ASMAE são:

– Definir um preço de mercado (preço MAE) para a energia elétrica, que reflita o custo marginal do sistema;

– Criar um ambiente multilateral onde os comercializadores possam escolher livremente de quem comprar e para quemvender energia, e nos montantes que lhes convier;

– Oferecer as condições para que a energia não contratada possa ser comercializada ao preço MAE;

– Realizar a medição comercial, contabilizar e liquidar as transações de energia e

– Desenvolver e aperfeiçoar as regras de mercado.

Entretanto, compete à Aneel, como órgão regulador do setor,a análise das regras do MAE, bem como desenvolver osmecanismos de proteção aos consumidores.

O Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dosSistemas Elétricos (CCPE), criado em 10 de maio de 1999 pelaportaria nº- 150, do Ministério de Minas e Energia, possui comoórgão de gerenciamento um conselho diretor presidido peloSecretário de Energia do MME. Este agente é o responsávelpelos estudos de planejamentos da expansão dos sistemas, quevisam adequar a oferta de geração aos requisitos de demandafutura, observando os requisitos de confiabilidade do sistema.O planejamento da expansão da geração é indicativo, ou seja,os projetos representam sugestões ao mercado, que poderãoser realizadas ou não pelos agentes de produção. Por outrolado, o planejamento da transmissão pode ser caracterizado comodeterminativo, na medida em que os projetos relacionados noplano de expansão são mandatórios.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) foi criada pelaLei nº- 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Seu regulamentofoi instituído pelo Decreto nº- 2.335, de 6 de outubro de 1997. A agência implementa a política energética nacional segundoas diretrizes do Ministério de Minas e Energia e tem comomissão proporcionar condições para que o desenvolvimentodo mercado de energia ocorra com o equilíbrio entre osagentes e em benefício da sociedade. Entre as atribuições daAneel estão:

– Regular e fiscalizar a geração, a transmissão, a distribuiçãoe a comercialização da energia elétrica, defendendo o interesse do consumidor;

– Mediar os conflitos de interesses entre os agentes do setor elétrico e entre estes e os consumidores;

– Conceder, permitir e autorizar instalações e serviços de energia;

– Garantir tarifas justas, zelar pela qualidade do serviço, exigir investimentos, estimular a competição entre os operadores e assegurar a universalização dos serviços.

O presente documento está inserido neste contexto dasatribuições da Aneel e objetiva descrever e divulgar, para osdiversos agentes do setor elétrico e para a sociedade em geral,a metodologia adotada na Fiscalização Técnica das empresasde transmissão de energia elétrica. A ênfase desta fiscalizaçãoé na Rede Básica de transmissão do sistema elétrico interligadobrasileiro, definida inicialmente pela Resolução nº- 66 da Aneel,de 16 de abril de 1999. No Capítulo 2 são apresentados osobjetivos e os procedimentos básicos da fiscalização, umconjunto de definições de referência aplicáveis para efeitos dafiscalização, as atividades desenvolvidas durante a fiscalizaçãode cada concessionária de serviços de transmissão e os documentos a serem disponibilizados pela empresa. No Capítulo 3 é descrito o procedimento de fiscalização deáreas normativas que compreende entrevistas com as equipesnormativas nas suas respectivas áreas de trabalho, localizadasgeralmente na sede da empresa, com o objetivo de aferir asinformações previamente recebidas através de questionário,bem como os procedimentos e relacionamentos com as áreasexecutivas da empresa. No Capítulo 4 é descrito o procedimentode fiscalização de áreas executivas que compreende entrevistascom as equipes executivas e visitas às respectivas instalaçõesde trabalho, com o objetivo de verificar a adequação ecoerência com os procedimentos orientativos especificadospelas áreas normativas da empresa. No Capítulo 5 é descrito o processo de fiscalização de instalações que se constituibasicamente de visita a cada uma das instalações elencadas,associada a entrevistas com as equipes responsáveis por elas. Finalmente, no Capítulo 6, apresenta-se um conjunto de referências cuja finalidade é orientar os agentes defiscalização quanto aos conceitos, definições e terminologiasempregadas pelas metodologias de avaliação de desempenhoadotadas por grande parte das empresas. Na próxima seção são apresentados alguns dados atuais do sistemaelétrico brasileiro, com ênfase na área de transmissão deenergia elétrica.

1.2 O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

O sistema elétrico brasileiro era até recentemente formado pordois grandes sistemas interligados, um com as concessionáriasdas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste e o outro reunindoas concessionárias da Região Nordeste e parte da RegiãoNorte. Em 1999, esses dois sistemas foram interligados poruma linha de transmissão em corrente alternada, denominadaInterligação Norte-Sul, com capacidade de transferênciade 1000 MW, passando a formar um único sistema interligadode abrangência nacional. As figuras 1.1 e 1.2 mostram aintegração eletroenergética do sistema brasileiro e o sistemainterligado de transmissão.


PORTO ALEGRE

FLORIANÓPOLIS

CURITIBA

SÃO PAULO

RIO DE JANEIRO

VITÓRIA

ITAIPU

IGUAÇU

CUIABÁ

ARACAJU

MACEIÓ

RECIFE

JOÃO PESSOA

NATAL

FORTALEZASÃO LUÍS

BELÉM

TOCANTINS

SÃO FRANCISCO

PARNAÍBA

TERESINA

BRASÍLIAGOIÂNIA

BELO HORIZONTECAMPO GRANDE

PARANÁ / TIETÊ

JACUÍ

PARANAPANEMA

PARANAÍBA

GRANDE

SALVADOR

LEGENDA

230 kV345 kV

440/500 kV600/750 kV

Principais Centros de Carga

Principais Bacias


Figura 1.1: Integração Eletroenergética do Sistema Brasileiro - Fonte: ONS

SANTARÉM

ALTAMIRA

RURÓPOLISITAITUBA

MIRAMAR

UTINGA

V. CONDE S. MARIA

MARABÁ

XINGUARA

SINOP

TUCURUÍ

COLINAS

SÃO LUÍS

IMPERATRIZ

P. DUTRA

B. ESPERANÇA

S.J.PIAUÍ

SOBRADINHO

TERESINA

FORTALEZA

MOSSORÓ

AÇU

NATAL

J. PESSOA

5

GOV.MANG.

BARREIRAS

B. J. LAPA

RECIFE

MACEIÓ

XINGÓ

ARACAJU

SALVADOR

FUNIL

EUNÁPOLIS

SORRISO

NOVA MUTUM

BARRA DO PEIXE

RONDONÓPOLIS

RIO VERDE

MIRACEMA

GURUPI

SERRADA MESA

GOIÂNIA MONTES CLAROS

MASCARENHAS

O. PRETO

J. FORA

T. MARIAS

VITÓRIA

CAMPOS

RIO DE JANEIRO

BRASÍLIA

ITABERÁ

CORUMBÁ

C. GRANDE

DOURADOS

ANGRAC. PAULISTASÃO PAULO

CURITIBA

PORTO ALEGRE

BLUMENAU

ITAIPU

ITÁS.ÂNGELOGARABIArgentina

SÃO BORJA

URUGUAIANA600MW

LIVRAMENTO70 MW

P.FUNDO

ALEGRETE

CANDIOTA

XANXERÊS.SANTIAGO

S.OSÓRIO /S.C.CAXIAS

C.NOVOS

2

13 BELO

HORIZONTE

4

LEGENDA138 kV230 kV345 kV440 kV500 kV750 kV600 kV

1

2

3

4

5

COMPLEXO RIO PARANÁ

COMPLEXO RIO PARANAPANEMA

COMPLEXO RIO GRANDE

COMPLEXO RIO PARANAÍBA

COMPLEXO PAULO AFONSO

IVAPORÁF.AREIA

REDENÇÃO

CUIABÁ


Figura 1.2: Sistema de Transmissão para o Período 2000 – 2001 - Fonte: ONS

A partir desta interligação, apenas cerca de 3,0% da capacidadede produção de energia elétrica do país encontra-se foradesse sistema, em pequenos sistemas isolados, localizadosprincipalmente na região amazônica.

A Tabela 1.1 apresenta, para o período de 1995 a 1999,respectivamente, a capacidade geradora instalada e ademanda máxima anual do sistema interligado brasileiro.

Tabela 1.1:

CAPACIDADE GERADORA E DEMANDA MÁXIMA DO SISTEMA INTERLIGADO BRASILEIRO

Capacidade Geradora Instalada Demanda Máxima Anual (*)Ano Hidrelétrica Termelétrica Total Variação/Ano Total Variação/Ano

[MW] [MW] [MW] Anterior [%] [MW] Anterior [%]1995 50.582,0 3374,0 53.956,0 2,7 44.127,0 7,31996 52.161,0 3724,0 55.885,0 3,6 46.629,0 5,71997 53.695,7 3721,2 57.416,9 2,7 49.141,0 5,41998 55.849,1 3658,4 59.507,5 3,6 50.683,0 3,11999 58.038,3 4038,4 62.076,7 4,3 51.972,0 2,5

(*) Valores representam a demanda média horária máximaFonte: Relatório do ONS "Operação do Sistema Interligado Nacional – Dados Relevantes de 1999".


Até 31/08/00, o sistema interligado registrou uma demandarecorde de 55.753 [MW], em 27/04/00, correspondendo a umavariação de 7,2% com relação à máxima ocorrida em 1999. Acapacidade geradora total instalada já atingiu a 68.000 [MW].A produção total de energia elétrica no âmbito do sistemabrasileiro, em 1999, alcançou 343.256,7 GWh, para atender ummercado que apresentou um crescimento aproximado de 2,7%em relação ao ano anterior.

Na Tabela 1.2 são apresentados os dados relativos a extensãodas linhas de transmissão que constituem a Rede Básica dosistema interligado brasileiro, ou seja, as linhas de transmissãoem tensões de 230 kV ou superior.

A composição da Rede Básica definida pela Resolução Aneelnº- 66, de 16 de abril de 1999, contemplou as instalações em operação naquela data e as com previsão de entrada em operação até 31 de dezembro de 1999. Como ao longo do ano de 1999 foi identificada a necessidade de incluir,retificar e excluir instalações de transmissão componentes

ou não da Rede Básica, a Aneel através da Resolução nº- 166 , de 31 de maio de 2000 , reso lveu atua l i zar ta lcomposição. A Tabela 1.3 apresenta a relação das empresasque possuem instalações de transmissão integrantes da Rede Básica, conhecidas por UNT, ou seja, Unidade de Negóciode Transmissão.

Tabela 1.2:

EXTENSÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO DA REDE BÁSICA [km]

Tensão Período: 1995 - 1999 Variação[kV] 1995 1996 1997 1998 1999 98/99 [%]

230 29.619,3 30.526,6 30.816,9 31.431,1 32.372,1 3,0345 8.544,6 8.544,6 8.989,6 8.991,6 9.023,5 0,4440 5.936,1 5.936,1 5.936,1 5.936,1 6.049,3 1,9500 14.076,0 14.084,2 13.972,2 14.217,2 15.877,2 11,7

600 CC 1612,0 1.612,0 1.612,0 1.612,0 1.612,0 0,0750 1.783.0 1.783,0 1.783,0 1.783,0 2.114,0 18,6Total 61.571,0 62.486,5 63.109,8 63.971,0 67.048,1 4,8

Variação [%] --- 1,5 1,0 1,4 4,8 ---

Fonte: Relatório do ONS "Operação do Sistema Interligado Nacional – Dados Relevantes de 1999".

Tabela 1.3:

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO INTEGRANTES DA REDE BÁSICA

Item Sigla da UNT Nome da Empresa01 CEEE Companhia Estadual de Energia Elétrica02 CELG Companhia Energética de Goiás03 Celtins Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins04 CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais05 CHESF Companhia Hidro Elétrica do São Francisco06 COELBA Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia07 COPEL Companhia Paranaense de Energia08 CTEEP Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista09 ELETRONORTE Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A.10 ELETROSUL Empresa Transmissora de Energia Elétrica do Sul do Brasil S.A.11 EPTE Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica S.A.12 Escelsa Espírito Santo Centrais Elétricas S.A.13 Furnas Furnas Centrais Elétricas S.A.14 LIGHT LIGHT Serviços de Eletricidade S.A.

Fonte: Resolução Aneel nº- 166, de 31 de maio de 2000.


2 . P R O C E D I M E N TO S D EF I S C A L I Z A Ç Ã O

2.1 OBJETIVOS

A Fiscalização Técnica das Empresas de Transmissão de Energiaelétrica tem como objetivos:

– Verificar a prestação de serviço adequado conforme estabelecido na Lei nº- 8.987 de 13 de fevereiro de 1995, nas normas pertinentes e no contrato de concessão. Serviço adequado é o que satisfaz às condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidadee generalidade. A atualidade compreende a modernidade das técnicas, dos equipamentos e das instalações e a sua conservação, bem como a melhoria e expansão do serviço, quando pertinente.

– Avaliar a organização, métodos e processos, recursos humanos e materiais das áreas técnicas da empresa.

– Verificar o desempenho dos sistemas e dos equipamentos da concessionária.

– Identificar fatores que estão prejudicando ou possam vir a prejudicar a qualidade dos serviços de Transmissão de Energia Elétrica.

2.2 PROCEDIMENTO BÁSICO DE FISCALIZAÇÃO

A fiscalização é efetuada com base, principalmente, eminformações, dados e critérios adotados pela própriaempresa fiscalizada nas várias atividades de engenharia,planejamento, operação e manutenção do seu Sistema deTransmissão de Energia Elétrica. Procura-se verificar, então,entre outros aspectos, a coerência e a atualidade entre osprocedimentos e resultados constatados e os critérios eprocedimentos informados pela empresa.

Um outro procedimento de fiscalização é a verificação dosindicadores de desempenho dos vários sistemas e subsistemasou de atividades executadas, tendo como referência tanto alegislação pertinente como as metodologias e sistemas deavaliação de desempenho de uso comum ou disseminado entreas empresas de transmissão.

Um aspecto importante a destacar é a existência de umquestionário que deverá ser previamente respondido pelaempresa fiscalizada, com a finalidade de:

– Registrar, por escrito, pela própria empresa, as informações,dados e critérios por ela adotados.

– Sistematizar a atividade de fiscalização, informando previamente os itens a serem verificados.

– Agilizar a atividade de fiscalização, já com a disponibilidadedo questionário preenchido.

Como filosofia básica de fiscalização, deve-se evitar a ingerênciaem aspectos caracterizados como de gestão da empresa.

2.3 DEFINIÇÕES

Para os efeitos da fiscalização, as seguintes definições se aplicam:

• CONSTATAÇÃO

Fato ou situação verificada pela fiscalização.

• NÃO-CONFORMIDADE

Refere-se a um procedimento ou fato provenientes de açõesda Concessionária, que se encontram em desacordo com osdispositivos legais que regulamentam a concessão, que nãoatendam ao Contrato de Concessão firmado com a Aneel, oumesmo em desobediência às normas técnicas, procedimentose instruções adotados como boa técnica pelo Setor e pelaprópria Concessionária, exigindo uma ação dentro do prazopara regularização fixado pela agência fiscalizadora.

• DETERMINAÇÃO

Corresponde a uma ação solicitada pela agência reguladora eque deve ser cumprida pela Concessionária, no prazo especificado.

• PRAZO

Prazo máximo para atendimento a uma determinação originadade uma constatação ou não-conformidade.

• RECOMENDAÇÃO

Corresponde a uma ação ou procedimento cujo atendimentopela Concessionária é desejável do ponto de vista de melhoriaquanto às condições de atendimento técnico ou de segurançade instalações e pessoas, e que resguardará eventuaisresponsabilidades decorrentes de possível inadequação técnica.

Observações:O processo de fiscalização empregado caracteriza-se pelaavaliação de aspectos julgados de maior relevância, selecionadosde forma amostral.

A definição das amostras selecionadas não obedece a um rigorestatístico, na medida em que, para efeito de constatação denão-conformidades na prestação do serviço público de energia


elétrica, a observação de um único item ou de uma únicaocorrência já constitui transgressão às normas de conduta eregulamentos formais.

Da mesma forma, a existência de temas avaliados para os quais não se constata a ocorrência de não-conformidades nãosignifica que não haja desvios em relação aos padrões e normasvigentes, não eximindo a Concessionária de monitorá-los ecorrigi-los permanentemente.

2.4 ATIVIDADES DE FISCALIZAÇÃO

As atividades desenvolvidas durante a fiscalização de umaconcessionária de serviços de transmissão de energia elétricaobedecem à seguinte cronologia:

• Expedição do ofício à empresa a ser fiscalizada

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 adocumentação necessária à execução dos trabalhos, tantoaqueles que deverão ser encaminhados com antecedênciapara a Aneel como aqueles que deverão ser disponibilizadosna empresa quando da fiscalização. Juntamente com o ofício éencaminhada uma cópia em meio magnético dos arquivoscorrespondentes ao questionário, para preenchimento préviopor parte da empresa e as instruções de procedimento.

A emissão do ofício é feita com uma antecedência mínima de15 dias úteis com relação ao período previsto para as atividadesde fiscalização na empresa, para que seja possível o cumprimentodo cronograma.

• Apresentação da equipe de fiscalização

A equipe de fiscalização apresenta-se ao destinatário do ofíciode comunicação da fiscalização encaminhado pela Aneel àdireção da empresa, ou a quem o mesmo indicar para representá-lo,verificando se as instalações disponibilizadas estão adequadas eexaminando a existência da documentação solicitada.

• Apresentação da empresa

A empresa faz uma breve apresentação com as informaçõesgerais da instituição e dos seus sistemas de Transmissão deEnergia Elétrica e de Telecomunicações, destacando seuspontos principais e as maiores dificuldades ou problemas.

• Detalhamento da agenda

Ainda na sede da empresa fiscalizada e em conjunto com osrepresentantes da mesma, faz-se o detalhamento da agendade trabalho previamente elaborada, efetuando as adaptaçõesconforme as características específicas da empresa.

Com base nos dados e informações recebidos com antecedênciaatravés do preenchimento do questionário e de outrosdocumentos, e de acordo com as orientações e instruçõescontidas no Manual de Fiscalização, são realizadas as atividadesdescritas nos itens a seguir.

• Entrevistas com as áreas normativas

Entende-se como área normativa, para fins de fiscalização,aquele órgão centralizado e responsável final por um grupode atividades especializadas e específicas, geralmente localizadona sede da empresa, atuando globalmente em todas as regionaise órgãos descentralizados dentro de sua área de competência.

São realizadas entrevistas com as várias áreas normativas da empresa. A equipe de fiscalização é, no caso de necessidade,separada em grupos, para entrevistas s imultâneas . De um modo geral, as seguintes áreas normativas sãoentrevistadas:

– Operação e Planejamento da Operação;– Planejamento da Expansão do Sistema de Transmissão;– Manutenção de Subestações;– Manutenção de Linhas de Transmissão;– Proteção;– Comando e controle, supervisão e automação de subestações;– Medição de faturamento;– Sistemas de supervisão para centros de operação;– Telecomunicações, inclusive equipamentos de teleproteção;– Recursos Humanos.

• Entrevistas com as áreas executivas

Entende-se como área executiva, para fins de fiscalização, aqueleórgão (e respectivas instalações de trabalho) que executa asatividades fins da empresa sob orientação das áreas normativas,dentro das respectivas áreas de competência, geralmentedescentralizado, localizado numa regional ou em pontoestratégico da empresa.

São realizadas entrevistas com áreas representativas daempresa. A empresa deverá disponibilizar as equipes executivasdas gerências regionais ou órgãos descentralizados a seremfiscalizados. Também nesse caso, a equipe de fiscalização pode,no caso de necessidade, ser separada em grupos, para entrevistassimultâneas. De um modo geral, as seguintes áreas executivase respectivas equipes e instalações de trabalho são visitadase entrevistadas:

– Manutenção de subestações (instalações gerais, equipamentosprincipais e equipamentos auxiliares);

– Manutenção de linhas de transmissão;– Manutenção da proteção;– Manutenção de comando e controle, automação e

supervisão local;– Aferição e manutenção da medição de faturamento;


– Manutenção de sistemas de supervisão para centros de operação (unidades terminais remotas);

– Manutenção dos sistemas de telecomunicações, inclusive equipamentos de teleproteção.

• Fiscalização de Centro de Controle da Operação (Despacho)

É realizada uma visita a um Centro de Controle da Operação(Despacho) da empresa, para fins de inspeção e entrevista como pessoal.

• Fiscalização de centros de apoio à manutenção

São realizadas visitas a laboratórios, centros de reparo e centrosde ensaios especializados, caso existam, para fins de inspeção eentrevistas com as equipes técnicas. São órgãos especializadosde apoio à manutenção, geralmente centralizados devido àtecnologia envolvida e à necessidade de conhecimentos específicos.

• Fiscalização de subestação(ões)

É realizada visita a uma ou mais subestações preestabelecidas,para fins de inspeção e entrevistas com o pessoal local.

• Fiscalização de linha(s) de transmissão

São realizadas visitas a trechos de uma ou mais linhas detransmissão preestabelecidas, para fins de inspeção e entrevistascom o pessoal responsável.

• Encerramento da fiscalização

A equipe de fiscalização apresenta-se à empresa, paracomunicar o fim da inspeção e apresentar um resumo dasatividades executadas e, eventualmente, um parecer geral einformal quanto à visão que teve da empresa.

• Relatório de fiscalização

O relatório é elaborado pela própria equipe de fiscalização deforma objetiva e imparcial, procurando retratar a real situaçãodos itens fiscalizados a partir de informações documentaisobtidas durante a fiscalização, com atenção aos procedimentose filosofia básica mencionados no item 2.2 anterior. A versãofinal do relatório é emitida pela Superintendência de Fiscalizaçãodos Serviços de Eletricidade – SFE, após avaliação e adequação.

O relatório destaca a situação encontrada pelos fiscais, com osprincipais pontos considerados como não adequados, comeventual constatação de não-conformidades e conseqüentesdeterminações e recomendações.

2.5 DOCUMENTOS PREVIAMENTE ENCAMINHADOS PELAEMPRESA FISCALIZADA

São as informações e dados avaliados pela equipe de fiscalização,com o objetivo de preparar a fiscalização na empresa:

• Arquivos em meio magnético, preenchidos, correspondentes ao questionário encaminhado com antecedência pela Aneel;

• Organograma da empresa com indicação dos nomes dos Diretores;

• Organograma da Diretoria de Operação/Técnica com a indicação dos nomes dos titulares;

• Dados gerais da empresa, com:– Razão Social,– CNPJ,– Endereço,– Telefone,– Fax,– Home Page,– Quantidade de empregados,– Quantidade de empregados nas áreas técnicas de Operação

e Manutenção.

• Dados do Sistema de Transmissão, com:– Extensão (km) de circuitos de linhas, por nível de tensão

em kV;– Quantidade de subestações;– Quantidade de transformadores de potência classificados

por nível de tensão, com a potência (MVA) instalada;– Quantidade de reatores shunt classificados por nível de

tensão, com a potência (Mvar) instalada;– Quantidade de bancos de capacitores classificados por nível

de tensão, com a potência (Mvar) instalada;– Compensadores síncronos com as respectivas capacidades

(Mvar);– Equipamentos FACTS;– Outros equipamentos.

• Diagramas:– Diagrama unifilar geral, simplificado, do sistema de

transmissão, com a indicação dos pontos de suprimento e empresas supridas;

– Diagrama unifilar geral do sistema de telecomunicações.


2.6 DOCUMENTOS A SEREM DISPONIBILIZADOS PELAEMPRESA, PARA A EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO

São documentos e dados que facilitam a atividade defiscalização, esclarecendo e aprofundando os aspectostécnicos envolvidos:

• Cópias impressas dos arquivos em meio magnético correspondentes ao questionário prévio;

• Diagramas unifilares das subestações a serem fiscalizadas;

• Relatórios rotineiramente emitidos na empresa:

– Relatórios periódicos, existentes, de operação da transmissão,dos últimos 3 meses.

– Relatórios estatísticos, existentes, de avaliação do desempenho da operação (continuidade, disponibilidade operacional de equipamentos de potência).

– Relatórios estatísticos, existentes, de avaliação do desempenho de equipamentos (taxa de falhas, disponibilidadede equipamentos, tempos de reparo).

– Outros relatórios, existentes, específicos de avaliação de desligamentos, perturbações, etc., que possam auxiliar nas atividades de fiscalização.

• Manuais e rotinas:

– Exemplares típicos de manuais e instruções de operação(supervisão e controle da operação, comando e execução daoperação, interrupção da operação para a execução dos serviços, execução da manutenção e serviços, delimitação de áreas - segurança).

– Exemplares típicos de manuais e instruções para uso na manutenção (linhas de transmissão, subestações, proteção,comando e controle, medição de faturamento, sistema de supervisão, telecomunicações).


3 . F I S C A L I Z A Ç Ã O D E Á R E A SN O R M AT I V A S

Compreende entrevistas com as equipes normativas nas suasrespectivas áreas de trabalho, localizadas geralmente na sededa empresa, com o objetivo de aferir as informações previamenterecebidas através do questionário, bem como os procedimentose relacionamentos com as áreas executivas da empresa.

3.1 OPERAÇÃO E PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO

3.1.1 Conceitos

Dentro da nova regulamentação do Setor Elétrico, a tarefaprimordial da área de operação de uma empresa de transmissãode energia elétrica é a de maximizar a disponibilidade operacionalde linhas de transmissão, subestações e equipamentos,interagindo com a área de manutenção nas liberações para aexecução de serviços e estabelecendo procedimentos para arápida recomposição pós-distúrbios.

A responsabilidade pela programação, supervisão e controle daoperação das redes básica e complementar é do ONS, sendoque o agente de transmissão é o responsável pelo comando eexecução da operação, sob coordenação do ONS.

3.1.2 Indicadores de Desempenho da Operação

O serviço adequado pode ser acompanhado pelo órgão reguladoratravés da análise de indicadores de desempenho no suprimentode energia elétrica. Do antigo modelo, estão disponíveis índicesde desempenho da operação do sistema que eram monitoradospela ELETROBRÁS e o GCOI, que são os do Sistema Integradode Estatística e Desempenho (SIED), desenvolvido pela Comissãode Desempenho Brasileiro (CDB) em conjunto com a Comissãode Integração Elétrica Regional (CIER) e DNAEE.

• Qualidade do suprimento

Nem todas as empresas de transmissão pertencentes aoSistema Interligado possuem a metodologia SIED implantada,pois a mesma se encontrava em fase de divulgação econsolidação, não sendo obrigatória a sua adoção. Trata-se deuma metodologia combinada pelos países da América Latina,para se permitir a comparação entre sistemas de paísesdistintos. No Brasil, a ELETROBRÁS, através da CDB, inicioutrabalhos de coordenação envolvendo o então DNAEE,implantando o sistema que se encontra na versão 2.0 (Videcapítulo Referências). Quando a empresa adota a metodologia,tais dados são solicitados e analisados.

– É verificado se a empresa adota a metodologia;

– Caso adote, são avaliados os indicadores dos dois últimos anos.

Os indicadores mostram o desempenho do sistema de transmissãonos pontos de suprimentos a outras empresas concessionárias.Como não há referência nacional, a avaliação deste desempenhoé baseada nos valores históricos da própria empresa.

Por outro lado, em função da Resolução Aneel – 024/2000, serãoverificados no futuro os novos indicadores de continuidade aserem aplicados para pontos da Rede Básica.

• Confiabilidade operacional dos componentes do sistema detransmissão

A Aneel também está estudando a inclusão, na fiscalização dodesempenho da operação elétrica, de indicadores referentes adesligamentos forçados de linhas de transmissão, transformadoresde potência, barras e equipamentos de compensação reativa,que são coletados desde os anos 80, através da chamadaEstatística GTP – atualmente sob responsabilidade do ONS.

3.1.3 Recursos para a Operação

Procura-se avaliar o conjunto de recursos disponíveis na empresapara a operação do sistema, como os sistemas de supervisão econtrole, automatismos em subestações e medidores/registradorescom precisão de faturamento. Considera-se que esses recursos,independente do grau de tecnologia utilizado, são ferramentasde operação e não têm um fim em si mesmos. Os seguintesrecursos são considerados para fins de fiscalização:

– Sistemas de supervisão para centros de operaçãoPara esses recursos, observa-se a adequação para aoperação, o eventual obsoletismo e os planos paraadequação ou modernização.

– Automatismos em subestaçõesPara esses recursos, observa-se a existência e quantidade deautomatismos e os planos para sua implantação.

– Medidores e registradores, com precisão de faturamentoPara esses recursos observa-se a quantidade e funcionalidadedesses equipamentos e os planos para implantação oumodernização.

– TelecomunicaçõesPara esses recursos, observa-se o atendimento às necessidades da operação, bem como, os planos paraexpansão e modernização dos mesmos.

3.1.4 Recursos para Estudos Elétricos

A agilidade e precisão nos estudos elétricos do sistema são às vezesnecessários para simulações e comprovações dos desempenhosdinâmico, transitório ou em regime permanente do sistema detransmissão. Os recursos computacionais (programas específicose computadores), juntamente com os recursos humanosespecializados desta área, desempenham funções muito


importantes nesse aspecto. Para efeitos de fiscalização sãoconsiderados os seguintes aspectos:

• Programas computacionais de apoio e estudos

Para esses recursos procura-se observar a quantidade, asconformidades e os planos de aquisição ou adequação.

• Computadores

Para esses recursos procura-se observar se a quantidade, aorganização e o desempenho são adequados para o volume deatividades dessa área da empresa.

3.1.5 Recursos Humanos para a Operação

• Área normativa

Os recursos humanos para esta área são dirigidos a atividadesde estudos e análises. São avaliadAs a quantidade, qualidade,capacitação e experiência desses especialistas. Para tanto éobservado se a quantidade, capacitação e experiência sãoadequadas às necessidades.

• Áreas executivas, operadores e despachantes

Para as áreas executivas da operação, são observados osprocedimentos da empresa no sentido de manter os recursoshumanos sempre preparados, principalmente para situaçõesonde se exige rapidez, precisão e firmeza nas ações de operação.Procura-se avaliar se a quantidade, capacitação e experiênciasão adequadas às necessidades. Aspectos de habilitação, certificação e reciclagem periódica dos despachantes eoperadores são cuidadosamente observados.

3.1.6 Instruções e Manuais de Procedimentos de Operação

Em qualquer processo onde a segurança do pessoal e dasinstalações é importante, principalmente em sistemas de energiaelétrica, onde erros podem trazer grandes conseqüências, aexistência de métodos e processos que garantam a execuçãoda operação dentro de padrões e parâmetros preestabelecidosé fundamental. Esses métodos e processos são, portanto,devidamente avaliados pela fiscalização.

Neste aspecto, as instruções e manuais de procedimentosdevem, obrigatoriamente, existir e serem usados sistematicamente,não devendo o operador confiar exclusivamente em suaexperiência. Procedimentos escritos e documentados auxiliam,também, na instrução e treinamento de operadores menosexperientes. São verificadas instruções para:

• Execução da operação

Procura-se verificar a existência de instruções e manuais paraconsulta, como referência para operação do sistema, seja no

despacho como em subestações, devidamente organizadospara acesso sistematizado.

• Liberação e execução de serviços

Procura-se verificar a existência de instruções e manuais queregulamentam os procedimentos de liberação de instalaçõespara a execução de serviços, devidamente organizados paraacesso sistematizado.

• Segurança para acessos e execução de serviços

Procura-se verificar a existência de instruções e manuais queregulamentam os procedimentos de segurança para acessos eexecução de serviços em instalações com risco de acidenteselétricos, devidamente organizados para acesso sistematizado.

3.1.7 Níveis de Tensão

Subestações operando com níveis de tensão acima ou abaixode uma certa margem podem se constituir em potenciaisproblemas para o desempenho da operação, bem comodemonstrar que podem existir problemas técnicos na operaçãodas instalações. Procura-se verificar, através dos dadosfornecidos previamente pela empresa, as ocorrências de níveisde tensão nas subestações da empresa. Durante as entrevistasa fiscalização procura identificar as causas das situaçõescríticas observadas.

3.1.8 Pontos Críticos do Sistema

Um sistema elétrico de potência pode apresentar certas condiçõescríticas de operação, com possibilidade de comprometimento dasua confiabilidade e estabilidade. Várias situações podem levara este tipo de situação e a fiscalização procura identificar,através dos dados da empresa e das entrevistas, os pontoscríticos e os problemas associados, bem como suas causas econseqüências. Também toma conhecimento das medidas queestão sendo providenciadas pela empresa.

3.1.9 Carregamentos de Linhas de Transmissão eTransformadores

O atendimento da carga é avaliado através do carregamentoatual do sistema de transmissão, o nível de tensão observadonas barras principais, a identificação dos pontos críticos e aidentificação de equipamentos com problemas de confiabilidade.São dados e informações que o ONS e/ou a empresa utilizampara priorizar intervenções ou obras do plano de expansão. São avaliados os riscos em potencial e problemas deconfiabilidade de equipamentos e sistema para o atendimentoda carga atual e a prevista.

Portanto, procura-se verificar com atenção esses aspectosdurante as entrevistas e identificar as providências que aempresa está tomando para sanar os eventuais problemas.


3.2 PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO

3.2.1 Conceitos

No âmbito da nova regulamentação do Setor Elétrico, asatividades de planejamento indicativo de potenciais projetosde geração e de parte do planejamento determinativo dosistema de transmissão da Rede Básica do sistema interligado,passaram a ser atribuição do CCPE – Comitê Coordenador doPlanejamento da Expansão, vinculado ao Ministério de Minas eEnergia. Entretanto, a transferência dessas atividades só épossível ser feita gradualmente. Por outro lado, o conhecimentoe a experiência do agente de transmissão com relação à regiãoatendida pelo seu sistema de transmissão é essencial paraessas atividades. Além disso, o planejamento da operação nãopode ser dissociado do planejamento da expansão do sistemade transmissão.

Dentro desse contexto, as empresas de transmissão possuem, emgeral, uma área de Planejamento da Expansão, que é fiscalizada.

3.2.2 Critérios de Planejamento

A Aneel considera que a atuação para a melhoria da confiabilidadegeral do sistema de transmissão é feita gradualmente, dentrodas condições econômicas vigentes em cada época. Nestecaso, a importância dos critérios de planejamento é evidente.Uma visão global envolvendo as instalações existentes e aexpansão do sistema torna-se fundamental.

Há também o problema de atendimento da carga, com ospontos críticos que são as prioridades a serem atacadas. Asdiversas condições de carga atuais, a previsão de evolução, asinadimplências de obras próprias ou de sistemas vizinhos são aspectos a ponderar. A fiscalização efetua a avaliação dos critérios de planejamento dentro destes parâmetros.Procura-se verificar:

• Utilização do critério N-1 e condições específicas;

• Atendimento atual da carga pelo critério N-1, e as exceções;

• Atendimento da carga, nos próximos 2 anos, pelo critério N-1,com obras previstas e exceções;

• Inadimplência de obras autorizadas pela Aneel;

• Inadimplência de obras dos sistemas vizinhos;

• Utilização de critérios do ONS/GCOI e CCPE/GCPS ou critérios próprios;

• Estudos eventuais, de "catástrofes". Análise da segundacontingência. Perda de dois circuitos na mesma faixa de passagem.Perda de barramento ou subestação. Ações efetivamentetomadas. Freqüência dos estudos, caso existam.

3.2.3 Estudos de Planejamento da Expansão

São as atividades de estudos e análise que permitem a escolhade alternativas de expansão, de melhoria de confiabilidade dosistema e também do atendimento da carga.

Basicamente são avaliados os recursos materiais existentespara a realização destas atividades (programas computacionais,instruções, manuais, referências, etc.) e também os recursoshumanos, quanto à capacitação, quantidade e experiência.

Procura-se avaliar a freqüência e os tipos de atividades quesão executadas, a existência de instruções, manuais ou outrasreferências, e arquivos para consulta e análise devidamenteorganizados para acesso sistematizado.

Quanto aos recursos para estudos e análises de planejamento,procura-se verificar a adequação e quantidade de programascomputacionais, computadores e recursos humanos envolvidos.

3.2.4 Padrões de Arranjos de Equipamentos e Barras paraLinhas e Subestações

As informações sobre os padrões de arranjos servem paraavaliar se os critérios de planejamento e os critérios de confiabilidade estão coerentes com os padrões adotados.

Procura-se conhecer a opinião da empresa com relação aos padrõespor ela adotados para as suas subestações, visando facilidadesoperacionais e de intervenção da manutenção. Informações sobrea existência de revisão desses padrões são também solicitadas.

3.2.5 Plano de Obras

A relação das obras constantes do plano informado pelaempresa é utilizada para avaliar sua coerência entre os riscosem potencial e a condição de atendimento da carga. Informaçõessobre eventuais atrasos ou inadimplência de sistemas vizinhossão também solicitados.

3.3 MANUTENÇÃO DE LINHAS E SUBESTAÇÕES

3.3.1 Subestações

• Instalações Gerais

– Serviços gerais

A constatação prática da conservação geral e do serviçode vigilância em subestações da empresa é realizada quandodas visitas nas subestações. Essa etapa tem o objetivo deavaliar os procedimentos adotados normativamente paratodas as subestações.

Com base nas informações do questionário previamentepreenchido pela empresa e nas entrevistas, são avaliados


os procedimentos adotados para os serviços gerais nassubestações. Procura-se verificar:

–Se as atividades de conservação são contratadas;–Existência de instruções e procedimentos escritos

(próprios ou de contratados);–Treinamento e habilitação de pessoal para atividades

de serviços gerais em áreas energizadas das subestações.

– Aterramento

Pressupõe-se que no comissionamento das subestaçõessão realizados ensaios que permitem avaliação depotenciais na malha de terra das subestações. Ainda,quando se verifica desempenho insatisfatório paradescargas atmosféricas, com ocorrência de danos nasinstalações (principalmente dos equipamentos mais sensíveisa surtos), os ensaios e as subseqüentes providências demelhoria da malha de terra são fortemente recomendados.Procura-se verificar:

– Periodicidade e necessidade de controle e ensaios das malhas de terra, se realizados;

– Existência de instruções e procedimentos escritos para essas atividades;

– Os estados das conexões de aterramento dos equipamentos, estruturas e cercas metálicas.

– Corrosão

Com base nas informações do questionário prévio e combase na entrevista, são avaliados os procedimentos daempresa para detecção (rotinas de inspeção) e combate à corrosão nas subestações. Sabe-se que um procedimentoadequado seria a adoção de procedimentos preventivosou aquele onde não se deixa que a corrosão chegue a um ponto que dificulte a intervenção, seja do ponto de vista econômico, seja do ponto de vista operacional. São observadas:

– Existência de programa sistematizado de combate àcorrosão em pórticos, suportes de equipamentos e partesmetálicas em geral;

– Providências adotadas, pela empresa, para solucionar problemas de corrosão.

• Equipamentos Principais

– Desempenho de equipamentos de potênciaO desempenho médio do setor elétrico brasileiro levantadopara os anos 1997 e 1998 pela CDE/GCOI é apresentado naTabela 3.1 a seguir. Tais indicadores servem de referênciapara a avaliação do desempenho dos disjuntores etransformadores da empresa fiscalizada.


Tabela 3.1

Referência CDE – 1997 Referência CDE – 1998Equipamentos Taxa de falhas Disponibilidade Taxa de falhas Disponibilidade

(%) (%) (%) (%)Transformadores 2,47 99,775 1,74 99,949Disjuntores 1,95 99,775 2,00 99,870

É verificado se a empresa adota a metodologia CDE. Caso positivo,são avaliados os índices de desempenho, principalmente paratransformadores de potência e disjuntores.

No caso da empresa não estar adotando os critériosestabelecidos pela metodologia CDE, caberá uma recomendaçãode adoção. Espera-se que as empresas de transmissão deenergia elétrica apresentem desempenho superior à médiamostrada na tabela acima.

Para os equipamentos sem aplicação da metodologia CDE, odesempenho é avaliado com base no histórico da própriaempresa. O tempo médio de reparo também é avaliado combase no histórico da empresa.

Com base na tabela de causas do desempenho não satisfatório,preenchido pela empresa no questionário prévio, são avaliadasas providências em andamento, no sentido de verificar se as

mesmas estão coerentes com a busca de melhoria do desempenho.A título de auditoria, a fiscalização poderá escolher algunsíndices para verificar os procedimentos de cálculo e aconfiabilidade da origem dos números considerados.

A tabela dos desligamentos forçados, também preenchida pelaempresa no questionário prévio, tem um objetivo apenascomplementar, no sentido de se ter uma idéia das intervençõesda empresa, para falhas e defeitos em seus equipamentos.

• Execução dos serviços de manutenção e recursos

Procura-se avaliar a qualidade e aplicabilidade dos procedimentosde manutenção, bem como os recursos disponíveis para essasatividades, incluindo:

– Recursos humanos (quantidade, experiência em manutençãode subestações, capacitação);


– Equipamentos, ferramentas e instrumentos para a execução da manutenção da subestação nos seus mais diversos setores;

– Manuais e instruções;

– Infra-estrutura e logística de apoio às atividades de manutenção, proporcionadas pela empresa;

– Peças e equipamentos de reserva, em quantidade e abrangência;

– Recursos computacionais e outros para atividades de controle, gerenciamento e engenharia de manutenção.

As entrevistas servem para aferir os itens do questionário etambém para informações adicionais, a critério da fiscalização. Procura-se verificar também a existência de equipamento comAskarel, na empresa. Em caso positivo, se existem instruçõesespecíficas para manuseio, armazenagem e transporte deequipamentos com essa substância e também instruções paracasos de ocorrência de vazamentos.

• Métodos e processos técnicos e gerenciais

Sistemas de gerenciamento e controle, quando bem concebidose aplicados, otimizam e fornecem subsídios para a melhoriacontínua do processo. Para as atividades de manutenção desubestações, tais sistemas são necessários e até essenciais.

A fiscalização procura observar as funcionalidades dessessistemas, principalmente quanto a:

- Existência de sistema de programação e controle da manutenção, informatizado de preferência;

- Controle das intervenções para serviços e manutenção, tanto para atividades preventivas como para as corretivas;

- Controle de dados e informações, para subsídio à engenhariada manutenção e estatísticas em geral.

Procura-se verificar se a empresa tem registrado todas asmanutenções e outras intervenções, de acordo com suaspróprias instruções.

• Engenharia de manutenção

Verifica-se também a aplicação de técnicas e procedimentos deengenharia de manutenção, principalmente para aquelesequipamentos de custo elevado e de importância fundamentalpara o sistema de transmissão. Como exemplo, procura-setomar conhecimento de:

- Periodicidade de coleta e análise de óleo isolante de transformadores e os critérios adotados;

- Tipos de controle dos equipamentos e instalações isoladas a gás SF6, tais como pressões e análise do gás.

• Treinamento de equipes de manutenção

São avaliados os treinamentos aplicados para as equipes demanutenção de subestações da empresa. Se possível, é efetuadaa comparação do percentual de treinamento para essasequipes em comparação com o percentual de treinamentopara a empresa como um todo, incluindo áreas não técnicas.Em geral, considera-se nível adequado o percentual de 2%.

• Programa de manutenção preventiva

Verifica-se, inicialmente, a existência de programa de manutenção preventiva para subestações, se devidamenteplanejado e documentado.

O percentual de atendimento ao programa de manutençãopreventiva, mormente dos equipamentos principais dassubestações, é um indicador que pode mostrar:

- O equilíbrio entre a necessidade e os recursos disponíveis;

- A adequação do planejamento, em função das prioridadesda empresa e os recursos disponíveis.

No caso de dúvidas, é solicitada a abertura dos dados paraequipamentos específicos. Procurar-se-á avaliar se equipamentosconsiderados críticos para o sistema e que devem, conseqüentemente,ter atenção especial, estão com a manutenção em dia.

• Política de reserva

A política de reserva para equipamentos principais deve garantir,basicamente, a disponibilidade operacional das subestações, naexecução de suas funções principais de suprimento, quando decontingências previstas. Este requisito exige, então, que temposde normalização razoáveis ou menores possíveis, após falhasem equipamentos, sejam garantidos.

É avaliada, então, a possibilidade de ocorrência de temposelevados de indisponibilidade em pontos críticos do sistema,com base na política de reserva adotada pela empresa. São verificados:

- Política de reserva e seus pontos principais;

- Casos críticos de falta de equipamentos ou componentesde reserva, para equipamentos principais de subestações.

• Equipamentos em condições específicas

Três categorias de condição são avaliadas: equipamentosobsoletos, equipamentos sob controle especial e equipamentoscom Askarel. Entende-se que apenas o envelhecimento não

é sinal de obsoletismo. O mesmo é caracterizado por umasituação onde a idade, a tecnologia, as funcionalidades e adificuldade de manutenção (traduzida no seu custo) compõemum quadro que pode requerer substituição a curto ou médioprazo, após avaliação do tipo custo x benefício.

Podem existir em uma empresa de transmissão de energia elétricaequipamentos sob controle especial, principalmente famíliasde equipamentos associados a um dado lote ou a um dadofabricante, com problemas crônicos que podem ser associadosao projeto ou à qualidade intrínseca dos mesmos.

A análise dessa relação permitirá a avaliação da existência depontos críticos, quanto a equipamentos principais, no sistemade transmissão. A demora em resolver pendências técnicasexistentes em lotes importantes de equipamentos pode colocarem risco a confiabilidade do sistema.

Quanto a equipamentos com Askarel, procura-se verificar se aempresa está procedendo segundo a legislação vigente paraestes equipamentos, ou seja:

- Identificação no corpo do equipamento (placa indicativade Askarel);

- Existência de instruções para manuseio, armazenagem, incineração e transporte;

- Existência de procedimentos para casos de ocorrência de vazamentos.

• Equipamentos danificados

Existe sempre uma quantidade de equipamentos em reparo ouaguardando reparos. A fiscalização atentará ao fato de que aquantidade e a variedade desses equipamentos pode ser umindicador de problemas na empresa. Considera-se importanteavaliar o tempo gasto para os reparos e, se durante essetempo, não ficam críticas as condições de reserva.

• Equipamentos auxiliares

Em geral a manutenção desses equipamentos pode ser feita semdesligamentos. Esses equipamentos não devem apresentar falhasque representem indisponibilidade para a operação. Os defeitospodem ser corrigidos através de intervenções específicas ounas intervenções preventivas. Como são equipamentos comcurta periodicidade de manutenção, a fiscalização consideraimportante o pleno cumprimento do programa existente.

Desempenho de equipamentos e sistemasSão raras as empresas que possuem controle total sobre odesempenho dos equipamentos do serviço auxiliar desubestações. De qualquer modo, sempre existe um controlede desempenho, mesmo que seja apenas para algunstipos de equipamentos ou sistemas.

A fiscalização verifica, através dos dados recebidos e dasentrevistas, a eventual existência de problemas significativosnos serviços auxiliares. A fiscalização procura identificarse os mesmos são conseqüência de carência de manutençãoou de outras providências que a empresa poderia tertomado. Itens verificados:

- Existência de metodologia para acompanhamento do desempenho de equipamentos e sistemas de serviços auxiliares;

- Equipamentos e sistemas cujo desempenho é acompanhado;

- Problemas principais observados em nível global para as subestações da empresa.

Execução dos serviços de manutenção nos serviços auxiliaresSão avaliadas a qualidade e a aplicabilidade dos procedimentos de manutenção bem como os recursosdisponíveis para essas atividades na empresa como um todo, ou seja:

- Recursos humanos (quantidade e experiência em manutenção de serviços auxiliares nos seus vários subsistemas, capacitação);

- Equipamentos, ferramentas e instrumentos para a execução da manutenção;

- Manuais e instruções;

- Peças e equipamentos de reserva, em quantidade e abrangência.

As entrevistas servirão para aferir os itens do questionárioprévio e também para informações adicionais a critérioda fiscalização.

Será observada, também, a existência de programa demanutenção preventiva para os itens principais, devidamenteplanejado e documentado. No caso de dúvidas, é solicitadaa abertura dos dados para equipamentos específicos. Opercentual de atendimento ao programa de manutençãopreventiva é indicativo de:

- Equilíbrio entre a necessidade técnica e os recursos disponíveis;


Métodos e processos técnicos e gerenciaisA fiscalização procura observar a existência de controle de todas as intervenções para serviços emanutenção, tanto para atividades preventivas comopara as corretivas.


Política de reservaA política de reserva para equipamentos auxiliares devegarantir, basicamente, a plena disponibilidade dosserviços auxiliares da subestação, nas contingênciasprevistas, em conjunto com outros recursos.

É avaliada, então, a possibilidade de ocorrência de temposelevados de indisponibilidade em pontos críticos dosistema, com base na política de reserva adotada pelaempresa. São verificados:

- Política de reserva e seus pontos principais;

- Casos críticos de falta de equipamentos ou componentesde reserva, para equipamentos auxiliares de subestações.

Fontes para os serviços auxiliares de subestaçõesO objetivo deste item é verificar se a empresa se preocupacom a confiabilidade das fontes de alimentação para os serviçosauxiliares, contemplando este aspecto no projeto de suassubestações. Procura-se verificar os seguintes aspectos:

- Existência de um padrão de alternativas de fontes de alimentação para os serviços auxiliares, contemplados nos projetos de subestações na empresa;

- Critérios adotados na empresa.

3.3.2 Linhas de Transmissão

• Desempenho de Linhas de Transmissão

O desempenho médio do setor elétrico brasileiro levantado paraos anos 1997 e 1998 (referência CDE/GCOI) é apresentado naTabela 3.2, a seguir. Tais indicadores servem de referência paraa avaliação do desempenho das linhas da empresa fiscalizada.



NÍVEL DE TENSÃO ÍNDICE 1997 1998Taxa de falhas (%) 0,610 0,662

69 kV Indisponibilidade (%) - 0,4728Tempo Médio de Reparo (h) 9,7 9,9Taxa de falhas (%) 0,043 0,795





440/500 kV Indisponibilidade (%) - 0,3931Tempo Médio de Reparo (h) 9,4 90,1Taxa de falhas (%) 0,124 0,000

750 kV Indisponibilidade (%) 0,000Tempo Médio de Reparo (h) 240,5 357,0Taxa de falhas (%) 0,063 0,063

600 kVcc Indisponibilidade (%) - 0,8315Tempo Médio de Reparo (h) 111 -Taxa de falhas (%) 0,1601 0,1522

Todos Indisponibilidade (%) - 0,099Tempo Médio de Reparo (h) - -

Procura-se verificar se a empresa adota a metodologia CDE.Caso positivo são avaliados os índices de desempenho dos doisúltimos anos.No caso de a empresa não estar adotando os critérios estabelecidos pela metodologia CDE, caberá uma recomendaçãode adoção. Espera-se que as empresas de transmissão de energiaelétrica apresentem desempenho superior à média mostradana tabela acima. O tempo médio de reparo é avaliado com baseno histórico da empresa.

A título de auditoria, a fiscalização poderá escolher alguns índicespara verificar os procedimentos de cálculo e a confiabilidadeda origem dos números considerados.Com base na tabela de causas do desempenho não satisfatório,do questionário prévio preenchido pela empresa, são avaliadasas providências em andamento, no sentido de verificar se as mesmasestão coerentes com a busca de melhoria do desempenho.

A tabela dos desligamentos forçados, também preenchida noquestionário prévio, é apenas complementar, no sentido de seter uma idéia das intervenções para falhas e defeitos emlinhas da empresa. Procura-se verificar se os desligamentospodem ser indicativos de problemas no aterramento dasestruturas. São eventualmente solicitados dados quanto aensaios ou intervenções nesses aterramentos.

• Execução dos Serviços de Manutenção de Linhas de Transmissão

- Recursos

São avaliadas a qualidade e a aplicabilidade dos procedimentosde manutenção, bem como os recursos disponíveis paraessas atividades na empresa como um todo, ou seja:

- Recursos humanos (quantidade, experiência em manutenção de linhas, capacitação);

- Equipamentos, ferramentas e instrumentos para a execução da manutenção de linhas;

- Manuais e instruções;

- Infra-estrutura e logística de apoio às atividades de manutenção, proporcionados pela empresa;

- Peças, estruturas e ferragens de reserva, em quantidadee abrangência;

- Recursos computacionais e outros para atividades de controle, gerenciamento e engenharia de manutenção.

Tabela 3.2

As entrevistas servem de referência para aferir os itens doquestionário e também para informações adicionais, a critérioda fiscalização.

- Métodos e processos técnicos e gerenciais

Sistemas de gerenciamento e controle, quando bem concebidose aplicados, otimizam e fornecem subsídios para a melhoriacontínua do processo. Para as atividades de manutenção delinhas, tais sistemas também são altamente desejáveis.A fiscalização observa as funcionalidades desses sistemas,principalmente quanto a:

- Controle de todas as intervenções para serviços e manutenção, tanto para atividades preventivas como para as corretivas;

- Controle de dados e informações, para subsídio à engenharia da manutenção e estatísticas em geral.

Procura-se verificar se a empresa tem registrado suasmanutenções e outras intervenções, de acordo com suaspróprias instruções.

- Engenharia de manutenção

São solicitados à empresa, comentários e informações sobreeventuais técnicas e procedimentos aplicados de engenhariade manutenção de linhas de transmissão.

- Treinamento de equipes de manutenção de linhas

Os treinamentos aplicados para as equipes de manutençãode linhas da empresa são avaliados. Se possível, é efetuadaa comparação do percentual de treinamento para essas equipesem comparação com o percentual de treinamento para aempresa como um todo, incluindo áreas não técnicas.

- Programa de manutenção preventiva

Inicialmente, é observada a existência de programa demanutenção preventiva para linhas, para os itens queexigem esse tipo de procedimento. O percentual deatendimento ao programa de manutenção preventiva,também verificado, é um indicador que pode mostrar:

- Equilíbrio entre a necessidade técnica e os recursos disponíveis;


- Corrosão

Com base nos comentários da empresa no questionário prévioe com base nas entrevistas, são avaliados os procedimentos

da empresa para detecção (rotinas de inspeção) e combateà corrosão nas estruturas de linhas. O procedimento maisadequado ou desejável seria a adoção de procedimentospreventivos ou aqueles onde não se deixa que a corrosãochegue a um ponto que dificulte a intervenção, seja doponto de vista econômico, seja do ponto de vistaoperacional. Itens verificados:

- Existência de programa sistematizado de combate à corrosão em estruturas de linhas de transmissão;

- Causas principais de corrosão em estruturas de linhasde transmissão e as providências em andamento para a solução dos problemas.

- Política de reserva

A política de reserva para estruturas e componentes de linhasdeve garantir, basicamente, a disponibilidade operacionaldessas linhas, na execução de suas funções principais desuprimento, quando de contingências previstas. Esse requisitoexige, então, que tempos de normalização razoáveis oumenores possíveis, após falhas em linhas, sejam garantidos.

É avaliada, então, a possibilidade de ocorrência de temposelevados de indisponibilidade de linhas, com base napolítica de reserva adotada pela empresa. Itens verificados:

- Existência, na empresa, de política de reserva para estruturas e componentes de linhas de transmissão;

- Os pontos principais dessa política;

- Os casos críticos, se existentes, de falta de estruturas ou componentes de reserva.

- Plano de atendimento de emergência em linhas (queda de estruturas)

A existência de um plano, nesse sentido, é essencial para segarantir o pronto atendimento em caso de emergências. A logística envolvida, com a quantidade de estruturas deemergência e a localização delas influi na agilidade doatendimento. Itens observados:

- Plano sistematizado, para atendimento a situações de queda de estruturas de linhas de transmissão;

- Pontos principais do plano, com a quantidade de estruturas de emergência e a localização/distribuição estratégica das mesmas;

- Ocorrências de queda de estruturas de linhas de transmissão nos últimos 05 (cinco) anos.


• Faixas de Servidão de Linhas de Transmissão

- Invasão das faixas das linhas de transmissão

Com base nos dados e informações recebidos através doquestionário prévio, são avaliados os procedimentos da empresaquanto ao problema de invasão de faixas. O principal pontoobservado é o controle que a empresa tem sobre os problemas.Aspectos como recursos jurídicos disponíveis, experiência daequipe responsável, agilidade para evitar desdobramentosdos problemas são os pontos a ponderar. Itens verificados:

- Propriedade das áreas de servidão da linha de transmissão;

- Quantidade de casos registrados nos dois últimos anos;

- A política da empresa para o problema de invasão de faixas;

- Quantidade de ações jurídicas em andamento, para os casos de invasão de faixas.

Considera-se que o descaso com as invasões de faixas deservidão das Linhas de Transmissão pode comprometer aoperação das linhas e colocar em risco a vida de terceiros.

- Limpeza da faixa de servidão

É avaliado se os procedimentos adotados (época eperiodicidade) e os recursos disponíveis estão adequadospara as necessidades da empresa. Procura-se verificar se asprincipais linhas de transmissão do seu sistema de transmissãoestão com os programas atendidos, sem atraso significativo.Itens verificados:

- Adequação da quantidade e habilitação de recursos humanos, e as ferramentas utilizadas para limpeza da faixa;

- Grau de satisfação com os serviços contratados e dificuldades existentes;

- Existência de instruções e procedimentos escritos (próprios ou de contratados) para consulta nas áreas responsáveis (regionais);

- Existência de planejamento, programação e controle de limpeza de áreas de servidão de linhas de transmissão(época, periodicidade);

- Proporção, em valor percentual, com relação à área total, de limpeza de faixa atendida pela empresa;

- Nível atual de atendimento ao programa de limpeza de faixa.

3.4 PROTEÇÃO, MEDIÇÃO DE FATURAMENTO, SUPERVISÃOE CONTROLE

3.4.1 Proteção

• Conceitos

Proteção é um item fundamental no desempenho operativode um Sistema Elétrico de Potência, sendo a mesma considerada estratégica para a segurança e confiabilidade do sistema protegido, afetando diretamente a qualidade daenergia suprida e o atendimento ao cliente. Os seguintesaspectos da Proteção influem direta ou indiretamente no seu desempenho:

- A operação da Proteção, envolvendo seus ajustes e análise do desempenho operativo, bem como a infra-estrutura humana e material associada;

- A manutenção da Proteção, envolvendo sua execução e a infra-estrutura humana e material associada;

- A qualidade e confiabilidade dos relés, dispositivos e equipamentos afins; as tecnologias empregadas e funcionalidades disponíveis; e as instalações respectivas, envolvendo filosofias, projetos e execução.

• Desempenho da Proteção Segundo Metodologia do ONS

- Metodologia

As empresas de transmissão pertencentes aos SistemasInterligados possuem a metodologia implantada parafornecimento de dados ao ONS. São os únicos índices quepermitem benchmarking para efeitos de comparação efiscalização. Cabe recomendação de implantação dametodologia para aquelas empresas que não a adotam.

- Índices de desempenho

No caso de desempenhos inferiores a 87,8% para Linhas deTransmissão e no caso de desempenhos inferiores a 57% paraTransformadores de Potência, são analisadas as causas dodesempenho insatisfatório com base nas informaçõesrecebidas através do questionário prévio. Os índices a seremavaliados correspondem ao desempenho do Sistema deProteção (SIST) e não de outros também disponíveis nametodologia (funções e tipos).

- Causas do desempenho não satisfatório e providências em andamento

São avaliadas as causas predominantes do mau desempenho eas providências em andamento. A comparação dodesempenho de dois ou mais anos traz subsídios para umamelhor avaliação. Caso a fiscalização considere satisfatórias


as providências em andamento, não haverá necessidade derecomendação ou determinação.

• Recursos Humanos para a Área de Proteção

Com base nas informações recebidas através do questionário eprincipalmente durante as entrevistas, procura-se avaliar osrecursos humanos, nos aspectos de quantidade,experiência e capacitação, para as atividades de proteção nasáreas de:

- Estudos e Ajustes da Proteção;

- Análise de Perturbações;

- Estatística do Desempenho;

- Manutenção da Proteção.

No que se refere a treinamentos, procura-se verificar, se possívelquando das entrevistas, o percentual treinado para o pessoalda proteção em comparação com o percentual global paratreinamentos na empresa.

• Atividades de Estudos e Ajustes da Proteção

Procura-se avaliar essas atividades quanto a recursosdisponíveis, procedimentos, métodos e processos adotados.Procura-se tomar conhecimento, também, dos esquemas efilosofias de proteção adotados pela empresa nas redesbásica e complementar.

Espera-se que a empresa tenha o controle absoluto de todosos ajustes aplicados em relés e dispositivos de proteção dosistema de transmissão, com procedimentos para garantir asegurança desses ajustes. Procura-se, então observar osseguintes aspectos:

- Execução das atividades de estudos de relés e filosofias, adequações e modernização da proteção, especificações técnicas, análise de projetos, cálculos de curto-circuito, estudos de coordenação da proteção, estabelecimento de ajustes da proteção;

- Adequação de recursos de hardware e software para estudos associados à Proteção;

- Procedimentos estabelecidos e sistemáticos, métodos e processos para garantir o pleno controle e a segurança dos ajustes das proteções;

- Controle sistemático de estudos e respectivas memórias de cálculos dos ajustes aplicados nas Proteções;

- Procedimentos e instruções para aplicação de ajustes nas Proteções, inclusive ensaios;

- Regras e instruções para intervenção nos relés e dispositivosde Proteção, considerando a segurança desejada e a garantiana execução e preservação dos ajustes.

• Atividades de Análise de Perturbações e Avaliação do Desempenho Operativo da Proteção

Essas atividades fazem parte do processo da realimentação e melhoria contínua da Proteção e do desempenho do própriosistema de transmissão. Portanto, trata-se de atividade essencialpara a qualidade do serviço prestado. Espera-se, portanto, que aempresa tenha os adequados recursos, métodos e procedimentosque garantam essas atividades.

Dentro deste contexto, os seguintes aspectos são observados:

- Ocorrência de análise sistemática para todas as perturbaçõesque afetam o Sistema de Transmissão;

- Adequação de recursos, em quantidade e qualidade, para a execução das atividades de análise de perturbações e estatísticas de desempenho da Proteção;

- Existência de equipamentos registradores de perturbações com oscilografia e seqüenciamento de eventos, como recursosde apoio para análise de perturbações;

- Existência de registradores digitais, com tecnologia e funcionalidades adequadas;

- Existência de dificuldades de manutenção e desempenho insatisfatório para registradores de tecnologia eletromecânica;

- Uso sistemático de folhas de Sinalização de Relés em subestaçõesou instalações sem recursos de supervisão a distância;

- Flexibilidade e agilidade para acionamento das providênciaspara verificações e ensaios;

- Existência de procedimentos pós-distúrbios, implantados esistematizados, para acionamento de providências decorrentesdas análises.

• Área Normativa de Manutenção da Proteção

Procura-se observar, para esta área, os seguintes aspectos:

- Recursos de instrumentação para laboratório e campo para execução das atividades;

- Quantidade, tecnologia e funcionalidade dos instrumentos para ensaios nas proteções;

- Quantidade e abrangência de peças e unidades de reserva para manutenção;


- Instruções e manuais detalhados para ensaios e aferições em relés, dispositivos afins e esquemas de proteção, principalmente para as proteções e esquemas principais ou com complexidade;

- Realização da manutenção preventiva periódica nas proteçõesque necessitam dessa atuação e sua periodicidade;

- Situação do atendimento à manutenção preventiva;

- Controle sistemático das manutenções e outras intervenções(processo de gerenciamento da manutenção);

- Existência de eventual controle da qualidade da manutenção,com avaliação de cada atividade executada, seus resultados e realimentação para melhoria contínua da manutenção;

- Aplicação, eventual, de técnicas de análise de falhas, estatísticas de incidências, estudos, interação com fabricantes, pesquisa de defeitos;

- Recursos de infra-estrutura e organização para manutençãoda proteção.

• Métodos e processos de engenharia de manutenção

A engenharia de manutenção aplicada à Proteção ainda não éum procedimento disseminado nas empresas em geral. Rarassão as empresas que aplicam essas técnicas de modo sistemático.Não é objetivo da fiscalização observar este aspecto.

Entretanto, é altamente desejável que as técnicas relativas àengenharia de manutenção sejam aplicadas em casos específicos,no sentido de se obter uma evolução qualitativa dessa atividade,com conseqüente reflexo na confiabilidade das proteçõesatravés da redução de anomalias repetitivas ou relacionadasà concepção da Proteção. A fiscalização pode observar esseaspecto, porém sem conotação de obrigatoriedade.

3.4.2 Medição de Faturamento

• Conceitos

Entende-se como Medição de Faturamento, para fins do presentedocumento, o conjunto representado pelos medidores, registradores,os sistemas de transmissão e recepção de dados através dosmeios de comunicação, os sistemas de processamento dedados e de interface, para fins de medição da energia elétricasuprida ou recebida, com precisão suficiente e adequada parafaturamento ou contabilidade da energia nos intercâmbiosentre empresas, seja localmente nas subestações ou a distâncianos centros de processamento.

A importância da Medição de Faturamento é evidente nosentido de que permite parâmetros precisos para relacionamentos

comerciais entre empresas e clientes. Nas empresas de transmissãode energia elétrica, essa medição é, às vezes, denominada,"medição de fronteira".

A medição de faturamento é constituída, basicamente, namaior parte das empresas de transmissão, por medidores deenergia (ativa e reativa) de classe de precisão 0,5 e 1,0%(eletromecânicos) e 0,2% (digitais), conectados em TP’s e TC’sde medição. Para novos medidores a serem instalados, exige-seclasse 0,2%.

Os medidores eletromecânicos estão conectados a registradoresdenominados RDTD (Registradores Digitais de TarifaçãoDiferenciada – tecnologia dos anos 80) que recebem pulsos atravésdos contatos denominados "kyz" (secos) e fazem cálculos detarifação com armazenamento em memória de massa. E permitemacesso a distância nas suas memórias de massa através demodem (telemedição). Existem, ainda, medidores de faturamentoeletromecânicos conectados a dispositivos Maxiprint que, aoreceberem pulsos dos medidores, efetuam registros perfurandofitas de papel que são posteriormente recolhidas e lidas paratarifação ou contabilidade da energia de intercâmbio.

Modernos medidores digitais, com classe de precisão 0,2% já possuem funcionalidades de medição e tarifação,dispensando o uso de registradores similares aos RDTD epermitem inclusive o acesso a distância para telemediçãoatravés de modems acoplados.

Um dos aspectos mais importantes da Medição de Faturamentoé a aferição dos medidores. Para tanto, utiliza-se padrões decomparação para aferição no campo. Alguns padrões antigoscom classe 0,2% são utilizados para medidores classe 0,5 ou1,0% e padrões classe 0,05% para todos os medidores.Especialistas em metrologia recomendam uma precisão pelomenos 3 vezes maior para o padrão, com relação ao medidoraferido. Por sua vez, os padrões de campo são aferidos atravésdos padrões estacionários de laboratório (alguns com classe0,02%, outros com classe 0,01%).

Os padrões estacionários, por sua vez, são aferidos periodicamenteatravés do uso do PCI – Padrão para Circulação Interlaboratorial,que está sob a responsabilidade do MAE – Mercado Atacadistade Energia e tem certificação INMETRO. Há também aalternativa de aferir os padrões estacionários através doslaboratórios credenciados ou no INMETRO. A RBC – RedeBrasileira de Calibração estabelece os parâmetros com basenas normas ISO 9000.

Enfim, a Medição de Faturamento como item específico emuma empresa de transmissão de energia elétrica exige recursosde infra-estrutura e materiais para campo e laboratório, bemcomo recursos humanos especializados, para as necessáriasaferições e para a engenharia de manutenção associada. A metrologia como ciência é o fundamento básico para todasas atividades.


• Medidores de Energia (Precisão de Faturamento)

Com base nas informações recebidas através do questionário eprincipalmente durante as entrevistas, procura-se avaliar osrecursos medição e telemedição quanto aos seguintes itens:

- Medidores eletromecânicos (classes 0,5 e 1,0%) acoplados a dispositivos de tarifação;

- Medidores digitais (classe 0,2%);

- Planos de aquisição e implantação de medição de fronteiras;

- Existência de registradores instalados com dificuldades de operação e manutenção (obsolescência) e planos de substituição;

- Atendimento às especificações MAE.

• Recursos Humanos para a Área de Medição de Faturamento

Com base nas informações recebidas através do questionário eprincipalmente durante as entrevistas, procura-se avaliar osrecursos humanos disponíveis para as atividades de mediçãode faturamento, nos aspectos de quantidade, experiência ecapacitação, para as áreas:

- Estudo, especificação, projeto e instalação da medição de faturamento;

- Instrumentação e metrologia;

- Aferição da medição.

Observa-se que, se no passado a medição de faturamento nasempresas de transmissão não tinha uma importância significativa(para os intercâmbios), hoje, com a nova regulamentação dosetor, torna-se muito importante. Em geral, os recursos humanosespecíficos para medição de faturamento têm sido negligenciados.Assim, a fiscalização procura considerar esse aspecto.

No que se refere a treinamentos, procura-se verificar, sepossível quando das entrevistas, o percentual treinado para opessoal da medição de faturamento em comparação com opercentual global para treinamentos na empresa.

• Engenharia de Medição

Para esta área procura-se observar:

- A eventual realização de estudos de medidores e filosofias, adequação e modernização da medição, especificações técnicas, projetos de instalação;

- A adequação dos recursos de hardware, software e outros para estudo, especificação e projeto.

• Área Normativa de Aferição e Manutenção da Medição de Faturamento

Para esta área procura-se observar:

- Regras e instruções para intervenção nos medidores de faturamento, considerando a segurança desejada e a garantia na aferição e preservação da precisão;

- Adequação dos recursos de instrumentação para laboratórioe campo;

- Existência de laboratório de Metrologia, ou de contratos com laboratórios externos;

- Quantidade e abrangência de peças e unidades de reserva;

- Manuais e instruções para ensaios e aferições em medidores;

- Realização de aferição/manutenção periódica nos medidorese sua periodicidade;

- Situação do programa de aferições;

- Controle sistemático das aferições periódicas e outras intervenções (processo de gerenciamento da manutenção);

- Controle da qualidade da aferição, com avaliação de cada aferição executada e realimentação para melhoria contínua;

- Técnicas de análise de falhas, estatísticas de incidências, estudos, interação com fabricantes, pesquisa de defeitos;

- Recursos de infra-estrutura e organização para aferição da medição de faturamento.

3.4.3 Supervisão e Controle

Trata-se de sistemas de Comando e Controle, Automação eSistemas de Supervisão Local.

• Conceitos

Entende-se como Comandos e Controles, para fins do presentedocumento, o conjunto representado pelos sistemas, equipamentos, instrumentos e instalações que executam afunção de medição local de controle com indicações eregistros, e funções de comando a disjuntores e chaves, e osserviços auxiliares de corrente contínua e alternada.

O comando de equipamentos manobráveis e o controle localdo processo de transmissão de energia elétrica têm suaimportância no sentido de se constituírem na interface entre ooperador local com as instalações do Sistema o mais próximopossível das instalações.


Em muitas subestações já podem existir automatismos comcontroladores lógicos programáveis e/ou sistemas de supervisãolocais com tecnologia digital microprocessada, adicionalmenteaos sistemas convencionais, geralmente duplicando, mesmoque parcialmente, os circuitos de comando e controle. Para finsde fiscalização, esses sistemas digitais, locais, são tambémincluídos nesse conjunto denominado "comandos e controles",com exceção daqueles sistemas para supervisão a distânciaatravés de Centros de Operação, cujos detalhes de avaliaçãoestão em outro capítulo.

Podem também existir subestações já com a tecnologia modernana parte de comandos e controles, projetados e construídoscom sistemas digitais que podem, em alguns casos, permitiraté a operação desassistida da subestação. O que importa para a fiscalização é o funcionamento e a disponibilidade das funcionalidades de comando e controle da subestação,independente da tecnologia empregada.

• Recursos Humanos para a Área

Com base nas informações recebidas através do questionário eprincipalmente durante as entrevistas, procura-se avaliar osrecursos humanos para as atividades de comando e controle,nos aspectos de quantidade, experiência e capacitação, nosseguintes itens:

- Automação de subestações;

- Sistemas de supervisão local em subestações;

- Indicadores, medidores e registradores de controle e demaisitens de comando e controle;

- Transdutores;

- Manutenção dos comandos e controles convencionais;

- Manutenção da Automação e Sistemas de supervisão local.

No que se refere a treinamentos, procura-se verificar, se possívelquando das entrevistas, o percentual treinado para o pessoalde comandos e controles em comparação com o percentualglobal para treinamentos na empresa.

• Área Normativa de Manutenção

Para esta área, procura-se observar os seguintes aspectos:

- Adequação dos recursos de instrumentação para laboratórioe campo;

- Quantidade e abrangência de peças e unidades de reserva para manutenção;

- Existência de instruções e manuais detalhados para

ensaios e aferições em comandos e controles, automação e supervisão local;

- Realizadas manutenções preventivas periódicas em equipamentos que necessitam dessa atuação e periodicidades;

- Situação do atendimento à manutenção preventiva;

- Controle sistemático das manutenções e outras intervenções(processo de gerenciamento da manutenção);

- Controle da qualidade da manutenção, com avaliação de cada atividade executada, seus resultados e realimentação para melhoria contínua da manutenção;


- Recursos de infra-estrutura e organização para manutençãodos comandos e controles.


A engenharia de manutenção aplicada a itens de comando econtrole é um procedimento muito raro entre as empresas emgeral. Não é objetivo da fiscalização observar esse aspecto.

Entretanto, é altamente desejável que as técnicas relativas àengenharia de manutenção sejam aplicadas em casosespecíficos, no sentido de se obter uma evolução qualitativadessa atividade, com conseqüente reflexo na confiabilidade dosistema, através da redução de anomalias repetitivas ourelacionadas à concepção. A fiscalização pode observar esseaspecto, porém sem conotação de obrigatoriedade.

3.4.4 Sistemas de Supervisão para Centros de Operação

• Conceitos

Entende-se como Sistema de Supervisão, para fins do presentedocumento, o conjunto representado pelos equipamentos de aquisição de dados (Unidades Terminais Remotas) e ascablagens respectivas nas subestações; os sistemas detransmissão e recepção de dados através dos meios decomunicação entre subestações e Centros; e os sistemas deprocessamento de dados e interface com os operadores nosCentros; para fins de supervisão de estados e grandezas comcomando e controle das instalações de energia elétrica, permitindoa operação a distância através dos Centros de Controle daOperação nos vários níveis hierárquicos da empresa ou dosSistemas Interligados.

O Sistema de Supervisão tem significativa e fundamental importância na qualidade da energia elétrica e atendimento aocliente, uma vez que se trata de instrumento pelo qual se opera o Sistema Elétrico e Energético globalmente (sistêmico),


permitindo intercâmbios de energia com equilíbrio nas interligaçõesentre sistemas, possibilitando ainda flexibilidade e agilidade natomada de decisões em situações de urgência ou emergência.

• Informações Gerais

São solicitadas informações quanto a:

- Situação do Sistema de Supervisão instalado;

- Situação das Unidades Terminais Remotas instaladas, em quantidade e qualidade;

- Planos eventuais de modernização ou troca.

• Desempenho do Sistema de Supervisão Existente Segundo Metodologia Adotada pela Empresa

- Sistema existente

Com base nas informações recebidas através do questionárioe nas entrevistas, é avaliada a situação atual quanto aosistema de supervisão e as UTR’s. A avaliação dos demaisitens deste capítulo poderá depender dessa avaliação global.

- Metodologia

Não existe metodologia de avaliação de desempenho doSistema de Supervisão, com critérios uniformes nacionais.Portanto, o desempenho deverá ser avaliado com base nametodologia da empresa, caso exista. Um aspecto importantea considerar é que este procedimento não permite comparaçãoentre sistemas de várias empresas (benchmarking), masapenas uma avaliação local e histórica.


No caso de desempenhos não satisfatórios, a fiscalizaçãoanalisa as causas do desempenho insatisfatório com basenas informações recebidas através do questionário.

- Causas do desempenho não satisfatório e providências em andamento

A análise das causas predominantes do mau desempenho eas providências em andamento e a comparação do desempenhode dois ou mais anos podem trazer subsídios para umaavaliação consistente do sistema de supervisão da empresa,pela equipe de fiscalização.

• Recursos Humanos para a Área de Supervisão para Centros de Operação

Com base nas informações recebidas através do questionário eprincipalmente durante as entrevistas, procura-se avaliar osrecursos humanos para as atividades de supervisão para

centros de operação nos aspectos de quantidade, experiência ecapacitação, nas seguintes áreas:

- Estudo, especificação, projeto e implantação de sistemas para centros de despacho;

- Manutenção do sistema de supervisão;

- Manutenção de Unidades Terminais Remotas – UTR’s.

No que se refere a treinamentos, procura-se verificar, se possívelquando das entrevistas, o percentual treinado para o pessoal daárea em comparação com o percentual global para treinamentosna empresa.

• Engenharia de Sistemas

Quanto à essa atividade, procura-se observar os seguintesaspectos:

- Estudos de sistemas de supervisão e arquiteturas, adequaçãoe modernização da supervisão, especificações técnicas, implantação;

- Adequação dos recursos de hardware, software e outros para estudo, especificação e projeto.

• Área Normativa de Manutenção do Sistema de Supervisão para Centros de Operação

Quanto à essa atividade, procura-se observar os seguintesaspectos:

- Existência eventual de contratos de manutenção por terceiros;

- Adequação dos recursos de instrumentação, hardware e software para laboratório e campo;

- Quantidade e abrangências de peças, unidades de reposição;

- Manuais e instruções para manutenção do sistema de supervisão;

- Existência de manuais e instruções para manutenção;

- Existência de documentação para intervenção no Sistema de Supervisão;

- Controle sistemático das intervenções (processo de gerenciamento da manutenção);

- Controle de qualidade das intervenções e demais técnicas de engenharia;

- Recursos de infra-estrutura e organização para manutenção da supervisão de centros de operação.



A engenharia de manutenção aplicada a UTR’s e a Sistemas deSupervisão ainda não é um procedimento disseminado nasempresas em geral. Raras são as empresas que aplicam essastécnicas de modo sistemático. Não é objetivo da fiscalizaçãoobservar esse aspecto.

Entretanto, é altamente desejável que as técnicas relativas àengenharia de manutenção sejam aplicadas em casosespecíficos, no sentido de se obter uma evolução qualitativadessa atividade, com conseqüente reflexo na confiabilidade edesempenho dos Sistemas de Supervisão e das UTR’s através daredução de anomalias repetitivas ou relacionadas à concepçãodesses equipamentos. A fiscalização pode observar esseaspecto, porém sem conotação de obrigatoriedade.

3.5 TELECOMUNICAÇÕES

3.5.1 Conceitos

O sistema de telecomunicações de uma empresa de serviços deenergia elétrica tem a finalidade básica de prover as necessáriasfacilidades de comunicação como suporte para a Operação eManutenção do sistema elétrico de potência, bem como paraas atividades corporativas da empresa. Nessa função, osserviços podem ser complementados através dos recursos deempresas privadas de serviços de telecomunicações.

Entende-se como "enlace" de telecomunicação toda acomunicação feita entre dois pontos definidos. A composiçãode "enlaces" leva ao atendimento das necessidades entre doispontos de interesse de comunicação.

A composição do sistema de telecomunicações de uma empresade energia elétrica se dá através dos seguintes equipamentosou sistemas: rádios microondas, rádios VHF e UHF, sistemasópticos - cabos OPGW e dielétricos, equipamentos Multiplex,centrais telefônicas, sistemas de onda portadora e redes decabos telefônicos. Acrescenta-se aí comunicações por satélite econvênios com empresas privadas de telecomunicações.Em geral, os serviços supridos pelo sistema de telecomunicaçõesde uma empresa de energia elétrica são:

- Serviços de voz, para as atividades relacionadas aos serviços de energia elétrica e também para as atividades corporativas. Esses serviços podem incluir também as interfaces de recepção por satélite;

- Serviços de fax, pager, teleconferência e videoconferência;

- Transmissão de dados para operação e manutenção do sistema elétrico de potência, como: supervisão e telecomando, telemedição de faturamento, monitoração e automação de instalações de serviços de energia elétrica;

- Transmissão de dados para processamento de dados envolvendo redes locais, redes amplas, incluindo redes intranet e conexão com a Internet.

3.5.2 Descrição do Sistema

São solicitadas informações descritivas do sistema físico detelecomunicações da empresa, quanto a:

- Cabos OPGW;

- Dielétricos;

- Rádios digitais;

- Rádios analógicos;

- Sistemas de onda portadora sobre Linhas de Alta Tensão –OPLAT;

- Centrais telefônicas privadas;

- Outros.

São solicitadas informações descritivas sobre os serviços detelecomunicações da empresa, quanto a:

- Comunicação via satélite (fixa);

- Comunicação via satélite (móvel);

- Transmissão de dados para telesupervisão, telecomando e telemedição;

- Rede ampla – WAN Corporativa;

- Redes locais – LAN’s;

- Suporte para Intranet e Internet;

- Transmissão de mensagens e fac-símile;

- Telefonia microcelular;

- Teleconferência;

- Videoconferência;

- Outros.

3.5.3 Existência de Sistemas Antigos

Procura-se efetuar avaliação, com base nas informaçõesrecebidas através do questionário prévio, dos aspectosrelativos às dificuldades de manutenção e eventuais planos desubstituição de sistemas antigos.


3.5.4 Desempenho do Sistema

Não existe, no momento, metodologia de uso comum para acompanhamento do desempenho dos sistemas detelecomunicações das empresas de energia elétricanacionalmente. Entretanto, um índice pode ser consideradode uso generalizado que é a disponibilidade, seja global dastelecomunicações de uma empresa, seja dos seus sistemascomponentes ou dos enlaces.

Um aspecto importante no desempenho dos enlaces e, porconseguinte, no desempenho global, é que muitas vezesexistem interligações de sistemas de várias empresas para oestabelecimento das comunicações (por exemplo, interligaçãodos Centros de Operação do Sistema do ONS com os várioscentros de operação das empresas). Assim, cuidados sãotomados na avaliação do desempenho, que pode não dependerapenas da empresa fiscalizada.


Procura-se verificar se a empresa faz acompanhamento estatísticodo desempenho dos itens do sistema de telecomunicações. Serealizado, são solicitadas informações quanto a:

- Indisponibilidade de rotas de transmissão;- Indisponibilidade de teleproteção;- Indisponibilidade de telefonia de gestão;- Outras disponíveis na empresa.

Em caso de necessidade, são solicitadas as causas dedesempenhos não satisfatórios.

Essa verificação é feita com base no histórico de desempenhoda própria empresa, observando-se a evolução dos indicadores.A análise das causas e as providências em andamento ouplanejadas podem dar uma boa indicação da situação.

3.5.5 Recursos Humanos para a Área de Telecomunicações

Com base nas informações recebidas através do questionário e,principalmente durante as entrevistas, procura-se avaliar osrecursos humanos para as atividades de telecomunicações,quanto à quantidade, experiência e capacitação, nas áreas de:

- Estudo, planejamento, especificação, projeto, implantação;

- Licitação, contratação, acompanhamento;

- Manutenção de equipamentos de teleproteção;

- Manutenção de equipamentos e sistemas de telecomunicações.

No que se refere a treinamentos, procura-se verificar, sepossível quando das entrevistas, o percentual treinado para o

pessoal de telecomunicações em comparação com o percentualglobal para treinamentos na empresa.

3.5.6 Engenharia de Telecomunicações

Procura-se observar as atividades de estudo, planejamento,especificação, projeto e implantação, bem como os recursospara essas atividades.

3.5.7 Manutenção do Sistema de Telecomunicações

• Conceitos

Entende-se como manutenção preditiva aquela baseada eminspeções, análise de dados de operação e estudos de projeçãode perda de qualidade de serviço. A intervenção no sistema sefaz através de paradas programadas.

Entende-se como manutenção por diagnose aquela baseadaem observação de desgastes e deriva do ponto de operação.Faz-se medição e ajuste quando necessário.

A manutenção preventiva se baseia na probabilidade defalhas com o tempo de operação. Faz-se uma intervençãopreventiva, periódica para verificação e ensaios, comparadas programadas. Ela é necessária, principalmente paraaqueles equipamentos cujas tecnologias não permitemautoteste ou verificação e monitoração contínua, queeventualmente (dependendo das funcionalidades) dispensariama intervenção periódica preventiva. Para o caso específico dastelecomunicações, a manutenção preventiva é desejável paraos equipamentos de tecnologia eletrônica convencional(analógicos).

Considerando que os equipamentos de rádio são oscomponentes básicos dos enlaces, a fiscalização observará amanutenção preventiva para estes equipamentos, desde quede tecnologia analógica.

Procura-se observar os seguintes aspectos quanto à manutençãodo sistema de telecomunicações:

- Tipos de manutenção executados: Preventiva, Preditiva e por Diagnose;

- Equipamentos para os quais se faz manutenção Preventiva;

- Recursos de instrumentação para laboratório e campo;

- Quantidade e abrangência de peças e unidades de reserva para manutenção das telecomunicações em geral e principalmente para a teleproteção;

- Instruções e manuais detalhados para ensaios e intervençõesnos equipamentos e sistemas de telecomunicações em geral e principalmente para a teleproteção;


- Controle sistemático das intervenções (Processo de gerenciamento da manutenção);

- Controle da qualidade da manutenção, com avaliação de cada atividade executada, seus resultados e realimentação para melhoria contínua da manutenção;


- Recursos de infra-estrutura e organização para atividadesde manutenção do Sistema de Telecomunicações.

3.5.8 Métodos e Processos de Engenharia de Manutenção

A engenharia de manutenção aplicada aos sistemas de telecomunicações ainda não é um procedimento disseminadonas empresas em geral. Poucas são as empresas que aplicamessas técnicas de modo sistemático. Não é objetivo da fiscalizaçãoobservar esse aspecto.

Entretanto, é altamente desejável que as técnicas relativas àengenharia de manutenção sejam aplicadas em casos específicos,no sentido de se obter uma evolução qualitativa dessaatividade, com conseqüente reflexo na confiabilidade dastelecomunicações através da redução de anomalias repetitivasou relacionadas à concepção. A fiscalização pode observar esseaspecto, porém sem conotação de obrigatoriedade.

3.6 RECURSOS HUMANOS – EMPRESA

3.6.1 Segurança do Trabalho

• Indicadores de desempenho para acidentes de trabalho

Com base nas informações prestadas pela empresa, através dasentrevistas e do questionário prévio, procura-se avaliar o desempenhopara acidentes de trabalho. Adota-se como referência osindicadores GRIDIS para o setor elétrico brasileiro. Para o anode 1998 os indicadores estão apresentados na Tabela 3.3.


Os indicadores são geralmente piores quando se inclui naestatística as ocorrências com as empresas prestadoras deserviços terceirizados. Mesmo quando há dados disponíveis naempresa, a análise é feita sem considerar o quadro de terceirose/ou prestadores de serviços.

Procura-se observar os seguintes itens:

- Indicadores para os dois anos anteriores ao ano da fiscalização;

- Indicadores gerais para a empresa;

- Indicadores para as áreas de operação e manutenção do Sistema de Transmissão;

- Causas principais do eventual agravamento dos indicadores;

- Número de acidentes fatais, de origem elétrica;

- Número de acidentes com seqüelas, de origem elétrica.

• Campanhas de prevenção contra acidentes de trabalho

São solicitadas informações sobre campanhas de prevenção contraacidentes de trabalho, com atenção aos seguintes aspectos:

- Existência dessas campanhas;

- Campanhas relevantes;

- Envolvimento dos empregados;

- Cursos de segurança para serviços em eletricidade.

3.6.2 Treinamento

A fiscalização procura observar se pode haver um conjunto detreinamentos aparentemente bom, porém com desempenhodeficiente de equipes na execução das respectivas atividades.Esta comparação pode, eventualmente, permitir avaliar se otreinamento está sendo aplicado ou priorizado para as áreasmais necessitadas da empresa.

Tabela 3.3

INDICADOR REFERÊNCIA GRIDIS – SETOR ELÉTRICO

1998Número de acidentes 1.631Taxa de freqüência 9,51Taxa de gravidade 1.846

• Taxa de treinamento

A fiscalização verifica as metas da empresa e os resultados emfunção dessas metas. Mostra a experiência em muitas empresas,que taxas de treinamento em torno de 2% são consideradasbastante satisfatórias. Taxas significativamente inferiores a 2%merecem, através da fiscalização, uma avaliação maiscuidadosa dos motivos. Procura-se, portanto, observar:

- Taxa para toda a empresa;

- Taxa para as áreas fins de Transmissão de Energia Elétrica (operação e manutenção).

• Programas de treinamento

Com base nos comentários e informações da empresa, procura-severificar se as prioridades se dirigem às funções e áreas vitaispara o desempenho da empresa, nas atividades de transmissãode energia elétrica. Para os operadores e despachantes sãoconsiderados importantes os processos de habilitação, decertificação periódica e de reciclagem periódica. Procura-seconsiderar os itens relacionados a:

- Formação e capacitação específica;

- Desenvolvimento;

- Outros relevantes.

• Recursos para o treinamento

Procura-se avaliar, através de entrevista, os recursos (orçamentários, convênios, centro de treinamento) disponíveispara o treinamento na empresa, principalmente para asatividades fins.

3.6.3 Gestão dos Recursos Humanos

Procura-se observar os seguintes aspectos:

- Existência de sistemas de avaliação dos Recursos Humanos da empresa;

- Existência de sistema de controle e gerenciamento das atividades de RH, preferencialmente informatizados.


4 . F I S C A L I Z A Ç Ã O D E Á R E A SE X E C U T I V A S

Compreende entrevistas com as equipes executivas e visitas àsrespectivas instalações de trabalho, com o objetivo de verificara adequação e coerência com os procedimentos orientativosespecificados pelas áreas normativas da empresa.

4.1 MANUTENÇÃO DE LINHAS E SUBESTAÇÕES

4.1.1 Subestações

• Instalações Gerais

Com base nas informações específicas da área executiva e nasentrevistas, é aferida a coerência de procedimentos com relaçãoà orientação da área normativa, quanto aos seguintes itens:

- Serviços gerais

Procura-se observar:

- A interação da empresa quanto à contratação dos serviços de conservação e vigilância, se feitos pela área executiva;

- A existência, na área executiva, de instruções e procedimentos escritos, próprios ou contratados;

- O controle (fiscalização, medição e gerenciamento) da área executiva sobre as atividades de conservação geral e vigilância das subestações sob sua responsabilidade.

- Aterramento

Com base no questionário prévio e nas entrevistas, sãoavaliados os aspectos de capacitação e recursos da áreaexecutiva, para intervenções preventivas e corretivas emmalhas de terra, nos aterramentos de equipamentos ecercas de subestações.

- Corrosão

Procura-se verificar os principais problemas e asprovidências preventivas ou corretivas adotadas sobresponsabilidade dessas equipes.

• Equipamentos Principais

- Desempenho dos equipamentos por regional

São avaliados os procedimentos da área executiva quanto àsolução dos problemas de desempenho dos equipamentosde suas subestações. Procura-se observar:

- A existência de eventual controle do desempenho dos equipamentos de potência, na área;

- Os equipamentos das subestações da regional, cujos desempenhos são acompanhados pela área;

- Os equipamentos que apresentam desempenho insatisfatório ou problemas específicos.

- Execução dos serviços de manutenção e recursos disponíveis

São avaliados os problemas específicos de recursos disponíveispara manutenção de subestações, bem como a aderência entre as informações da área executiva e normativa, quanto a esses recursos para execução da manutenção, tais como instruções e procedimentos, instrumentos, materiais e ferramentas, peças de reserva e recursos humanos.

Procura-se observar:

- Instruções e procedimentos escritos, arquivados na áreaexecutiva, para consulta e utilização nas atividades de manutenção;

- Recursos humanos da área executiva quanto à quantidade, capacitação e experiência, para manutençãode subestações, bem como a existência de eventuais carências;

- Recursos disponíveis na forma de equipamentos, materiais, ferramentas e instrumentos para a execução da manutenção, bem como a existência de eventuais carências;

- Recursos de infra-estrutura e logística (instalações de manutenção, transportes, apoio administrativo e outros), visando flexibilidade e agilidade na execução da manutenção;

- Equipamentos e peças de reserva em quantidade e abrangência adequadas às necessidades regionais;

- Recursos computacionais e de comunicação interna, para a execução das atividades regionais de manutenção;

- Procedimentos para controle de equipamentos e instalações isoladas a gás SF6 e sua aderência com instruções da área normativa;

- Procedimentos para coleta de óleo isolante de equipamentos, e sua aderência com as instruções do Centro de Manutenção.



Procura-se comprovar na prática se os métodos e processostécnicos e gerenciais informados pela área normativa estãosendo aplicados pela área executiva, verificando a aplicaçãodo sistema de programação e controle da manutenção e aexistência de problemas específicos.

São avaliados os procedimentos da empresa, na área executiva,com base em informações sobre as atividades de engenhariade manutenção de subestações, prestadas por essa área.

- Treinamento de equipes de manutenção

Procura-se avaliar se o nível de treinamento para a áreaexecutiva está coerente com os preconizados pela áreanormativa da empresa, através da verificação do grau detreinamento de equipes de manutenção e respectivas taxas.Devem ser solicitadas informações sobre a existência decarências. Procura-se aferir os resultados desse treinamento,através de entrevistas.


Procura-se verificar o grau de atendimento da manutençãopreventiva para as subestações da regional, bem como aaderência com as informações globais da empresa.

- Equipamentos em condições específicas e equipamentosdanificados

Procura-se aferir a coerência das informações eobservações da área executiva, com relação às informaçõesda área normativa.

• Equipamentos Auxiliares

- Desempenho de equipamentos e sistemas

Com base nas informações obtidas nas entrevistas e doquestionário prévio, procura-se avaliar globalmente odesempenho de equipamentos e sistemas de serviço auxiliarda regional. São solicitadas informações sobre os principaisproblemas. Procura-se, ainda, aferir a aderência dessasinformações às globais da empresa.

- Execução dos serviços de manutenção nos serviços auxiliares

Procura-se verificar os problemas específicos de recursospara manutenção de serviços auxiliares de subestações e é aferida a coerência das informações da regional comrelação às informações da área normativa, quanto aosseguintes itens:

- Instruções e procedimentos escritos arquivados na área executiva, para consulta e utilização nas atividades de manutenção de itens de serviços auxiliares;

- Recursos humanos da área executiva quanto à quantidade,capacitação e experiência de manutenção de serviços auxiliares, bem como a existência de eventuais carências;

- Recursos de equipamentos, materiais, ferramentas e instrumentos para a execução da manutenção, bem como a existência de eventuais carências;

- Equipamentos e peças de reserva em quantidade e abrangência adequadas às necessidades regionais, para a manutenção dos itens dos serviços auxiliares das respectivas subestações;

- Controle, na regional, sobre todas as intervenções ou serviços corretivos ou preventivos, nos sistemas auxiliares.


Procura-se avaliar o grau de atendimento da manutençãopreventiva, em valores percentuais, com relação à programaçãoplanejada, para os serviços auxiliares das subestações daregional, bem como é aferida a aderência com as informaçõesglobais da empresa.

• Instalações das Equipes e Guarda de Materiais e Instrumentos

Procura-se avaliar a adequação para a execução das atividadesde manutenção de subestações quanto aos seguintes aspectos:

- Condições de guarda de materiais, ferramentas e instrumentos,inclusive para os serviços em instalações energizadas;

- Instalações disponíveis para as equipes de manutenção de linhas de transmissão, quanto a limpeza, conforto e funcionalidade.

4.1.2 Linhas de Transmissão

Com base nas informações específicas da área executiva e nasentrevistas, é aferida a coerência de procedimentos comrelação à orientação da área normativa, quanto aos itensmostrados a seguir.

• Desempenho Quanto a Falhas e Defeitos

Procura-se avaliar os procedimentos da área executiva quantoà solução dos problemas de desempenho das suas linhas detransmissão, quanto aos seguintes aspectos:

- Existência de eventual controle do desempenho das linhasde transmissão, pela área executiva, e acompanhamento dos indicadores;


- Linhas de transmissão da regional, que apresentam desempenho insatisfatório (taxa de falhas e disponibilidade),ou problemas específicos.

• Execução dos Serviços de Manutenção de Linhas

- Recursos

Procura-se verificar os problemas específicos de recursospara manutenção de linhas de transmissão e é aferida acoerência das informações da área executiva, com relação àsinformações da área normativa, especificamente quanto aosseguintes aspectos:

- Instruções e procedimentos escritos, arquivados na áreaexecutiva, para consulta e utilização nas atividades de manutenção de linhas;

- Recursos humanos da área executiva quanto à quantidade, capacitação e experiência na manutenção de linhas, bem como a existência de eventuais carências;

- Recursos de equipamentos, materiais, ferramentas e instrumentos para a execução da manutenção. Existênciade eventuais carências;

- Recursos de infra-estrutura e logística (instalações de manutenção, transportes, apoio administrativo e outros),visando flexibilidade e agilidade na execução da manutenção de linhas de transmissão;

- Peças, materiais de reserva e estruturas de emergência em quantidade e abrangência adequadas às necessidadesregionais;

- Recursos computacionais e de comunicação, para a execução das atividades regionais de manutenção de linhas.


Procura-se comprovar se os métodos e processos técnicos egerenciais informados pela área normativa estão sendoaplicados pela área executiva, verificando a aplicação desistema de programação e controle da manutenção de linhasde transmissão e a existência de problemas específicos.

São avaliados os procedimentos da empresa, na áreaexecutiva, com base em informações sobre as atividades deengenharia de manutenção de linhas de transmissão.

- Treinamento de equipes de manutenção de linhas de transmissão.

Procura-se avaliar se o nível de treinamento para a áreaexecutiva está coerente com os preconizados pela áreanormativa da empresa, através da verificação do grau de

treinamento de equipes de manutenção e respectivas taxas.Devem ser solicitadas informações sobre a existência decarências. Procura-se aferir os resultados desse treinamento,através de entrevistas.


Procura-se verificar o grau de atendimento da manutençãopreventiva para as linhas de transmissão da regional, bemcomo a aderência com as informações globais da empresa.

- Corrosão

Procura-se obter informações sobre os principais problemasde corrosão em estruturas e ferragens de linhas detransmissão e seus aterramentos, bem como as medidaspreventivas ou corretivas adotadas sob responsabilidadedessas equipes.

• Faixas de Servidão de Linhas de Transmissão

- Invasão das faixas das Linhas de Transmissão da regional nos últimos anos

Procura-se avaliar os procedimentos da área executivaquanto ao problema de invasão de faixas nos últimos anos,obtendo informações quantitativas dos casos mais críticos,relacionadas a edificações, áreas de lazer, plantações, criaçãode animais e outros. São solicitadas informações específicassobre os problemas mais graves de invasão de faixas naregional, e as providências, incluindo-se campanhas deesclarecimento, que vêm sendo adotadas pela empresa.Verifica-se também se a própria empresa utiliza as faixas deservidão para edificações, áreas de lazer e outros.

- Limpeza de faixas de servidão

São verificadas as atividades regionais de limpeza de faixa,o cumprimento do programa existente e o atendimento àsorientações gerais da área normativa para esta atividade.Procura-se observar:

- As quantidades e a habilitação dos recursos humanos;

- As ferramentas utilizadas para limpeza da faixa daslinhas de transmissão da regional;

- O grau de satisfação da regional com relação a serviços contratados;

- A existência, na regional, de instruções e procedimentosescritos (próprios ou de contratados) arquivados para consulta, como referência para atividades de limpeza, devidamente organizados para acesso sistematizado;


- O planejamento, programação e controle de limpeza de áreas de servidão para as linhas de transmissão da regional, quanto aos seguintes aspectos:

- Época para limpeza,

- Freqüência da limpeza,

- Proporção, com relação à área total de faixas da regional, de limpeza de faixa atendida pela regional,

- Nível de atendimento ao programa de limpeza de faixa na regional.

• Instalações das Equipes e Guarda de Materiais e Instrumentos

Procura-se avaliar a adequação para a execução das atividades demanutenção de linhas de transmissão quanto aos seguintes aspectos:

- Condições de guarda de materiais, ferramentas e instrumentos, inclusive para os serviços em linha viva;

- Instalações disponíveis para as equipes de manutenção de linhas de transmissão, quanto a limpeza, conforto e funcionalidade.

4.2 PROTEÇÃO, COMANDO E CONTROLE, MEDIÇÃO ESUPERVISÃO

4.2.1 Manutenção

• Recursos para as atividades

Procura-se avaliar os problemas específicos de recursos, naárea executiva, para manutenção da proteção, registradores deperturbações, comandos e controles, supervisão local, mediçãode faturamento e de unidades terminais remotas para sistemasde supervisão para centros de operação.

Procura-se aferir a aderência das informações da regional comrelação às informações da área normativa, quanto a:

- Instruções e procedimentos escritos, arquivados para consulta na área executiva, para utilização como referênciapara acesso sistematizado para as atividades de manutenção(para proteções principais e para equipamentos e dispositivosmais complexos);

- Recursos de instrumentos e dispositivos em geral, para a execução da manutenção;

- Recursos de instrumentos de precisão e padrões para a execução da aferição de medidores;.

- Recursos de instrumentos especiais, hardware e software, para a execução da manutenção de equipamentos digitais;

- Unidades e peças de reserva em quantidade e abrangênciaadequadas;

- Recursos de infra-estrutura e logística (instalações demanutenção, transportes, apoio administrativo e outros),visando flexibilidade e agilidade na execução da manutenção;

- Recursos computacionais e outros, na área executiva, para a execução das atividades regionais de manutenção.

• Manutenção preventiva para os itens que requerem esse tipo de intervenção

Procura-se verificar o grau de atendimento da manutençãopreventiva, bem como aferir a aderência com as informaçõesglobais da empresa, para:

- Proteções eletromecânicas;

- Registradores de perturbações eletromecânicos;

- Comandos e controles convencionais;

- Sistemas de supervisão local, convencionais;

- Medidores de faturamento eletromecânicos.

• Aferição periódica de medidores de faturamento

Procura-se verificar o grau de atendimento da aferição periódicade medidores de faturamento, e a aderência com as informaçõesglobais da empresa.

4.2.2 Instalações das Equipes e Guarda de Materiais eInstrumentos

Procura-se avaliar a adequação das instalações disponíveispara a execução das atividades das equipes de proteção,medição, supervisão e comando e controle, quanto a limpeza,conforto e funcionalidade.

4.2.3 Treinamento das Equipes de Proteção, Comando eControle, Medição e Supervisão

Procura-se verificar se o nível de treinamento para a área executivaestá coerente com os níveis preconizados pela empresa, atravésde sua área normativa. Os resultados desse treinamento sãoaferidos através de entrevistas e dados do questionário prévio,principalmente para as áreas:

- Proteções e registradores de perturbações;




- Indicadores, medidores e registradores de controle e demais itens de comando e controle;

- Transdutores;

- Medição de faturamento;

- Unidades terminais remotas.

4.2.4 Métodos e Processos Técnicos e Gerenciais para Proteção,Comando e Controle, Medição e Supervisão

Procura-se comprovar, na prática, se os métodos e processostécnicos e gerenciais informados pela área normativa estãosendo aplicados na área executiva, verificando a programaçãoe o controle da manutenção de:

- Proteções e registradores de perturbações;



- Indicadores, medidores e registradores de controle e demais itens de comando e controle;

- Transdutores;

- Medição de faturamento;

- Unidades terminais remotas.

4.2.5 Proteção e Registradores de Perturbações

- Registradores de Perturbações

Procura-se avaliar, no universo de registradores deperturbações da regional, as dificuldades de manutenção,aferindo a coerência das informações, comparando-as comaquelas da área normativa. Dá-se atenção específica a:

- Existência de registradores digitais com funcionalidadesadequadas, inclusive sincronização de tempo;

- Existência de registradores de tecnologia eletromecânica,com dificuldades de manutenção e desempenho insatisfatório.

- Desempenho da Proteção

Procura-se avaliar os procedimentos da área executivaquanto à solução dos problemas de desempenho das proteções,verificando os problemas e as respectivas providênciasregionais, dando-se atenção especial a:

- Existência eventual de controle do desempenho de sistemas de proteção pela área executiva;

- Categorias de proteção com o desempenho acompanhado;

- Proteções da regional que apresentam desempenho insatisfatório.


Procura-se avaliar, no universo de medidores de faturamentoda regional, as dificuldades de manutenção e aferição. Procura-seavaliar a aderência das informações, comparando-as comaquelas da área normativa. Dá-se atenção especial a:

- Medidores Eletromecânicos (classes 0,5 e 1,0%);

- Dispositivos de Tarifação acoplados a medidores eletromecânicos;

- Medidores Digitais (classe 0,2%).

4.2.7 Sistemas de Supervisão e Controle para Centros deOperação

- Desempenho de unidades terminais remotas (UTR)

São avaliados os procedimentos da área executiva quanto à solução dos problemas de desempenho das Unidades Terminais Remotas, verificando os problemas e as respectivasprovidências regionais. Especial atenção é dada para osseguintes aspectos:

- Existência, na área executiva, de controle de desempenhode UTR’s;

- Desempenho insatisfatório de UTR’s.

4.3 TELECOMUNICAÇÕES

4.3.1 Sistemas da Regional

Procura-se avaliar, no universo dos equipamentos detelecomunicação da regional, as dificuldades de manutenção eaferição e a aderência das informações, comparando-as comaquelas da área normativa. Dá-se atenção especial a:

- Sistema físico sob responsabilidade da área executiva fiscalizada;

- Existência de equipamentos com tecnologia do passado (manutenção dificultada).


4.3.2 Desempenho do Sistema

Procura-se avaliar os procedimentos da área executiva quantoà solução dos problemas de desempenho dos sistemas detelecomunicações, verificando os problemas e as respectivasprovidências regionais.

4.3.3 Treinamento da Equipe de Telecomunicações

Procura-se verificar se o nível de treinamento para a área executivaestá coerente com os níveis preconizados pela empresa, atravésde sua área normativa. Os resultados desse treinamento sãoaferidos através de entrevistas e dados do questionário prévio.

4.3.4 Manutenção do Sistema de Telecomunicação

- Recursos para as atividades

Procura-se avaliar os problemas específicos de recursos da área executiva para manutenção do Sistema deTelecomunicações da regional, bem como avaliar a aderênciadas informações da regional com relação às informações daárea normativa, quanto a:

- Instruções e procedimentos escritos, arquivados para consulta na área executiva, para utilização como referência para acesso sistematizado para as atividades de manutenção (para equipamentos mais complexos ou de tecnologia antiga);

- Recursos de instrumentos e dispositivos em geral, para a execução da manutenção;

- Recursos de instrumentos especiais, hardware e software, para a execução da manutenção de equipamentos digitais;

- Unidades e peças de reserva em quantidade e abrangência adequadas;

- Recursos de infra-estrutura e logística (instalações de manutenção, transportes, apoio administrativo e outros),visando flexibilidade e agilidade na execução da manutenção;

- Recursos computacionais e outros, na área executiva, para a execução das atividades regionais de manutenção.

- Manutenção preventiva para os itens que requerem essetipo de intervenção

Procura-se verificar o grau de atendimento da manutençãopreventiva para:

- Rádios analógicos;

- Equipamentos de teleproteção de tecnologia convencional;

- Outros itens que demandem manutenção preventiva.

4.3.5 Instalações das Equipes e Guarda de Materiais eInstrumentos

Procura-se avaliar a adequação das instalações disponíveis paraa execução das atividades das equipes de telecomunicações,quanto a limpeza, conforto e funcionalidade.


5 . F I S C A L I Z A Ç Ã O D E I N S TA L A Ç Õ E S

Constitui-se basicamente de visita a cada uma das instalaçõeselencadas, associada a entrevistas com as equipes responsáveispor elas.

5.1 CENTROS DE OPERAÇÃO

5.1.1 Conceitos

A supervisão e o controle da operação através dos Centros deOperação (Despacho de Carga) têm significativa e fundamentalimportância na qualidade da energia elétrica suprida e noatendimento ao cliente, uma vez que se trata de operaçãoglobal (nível sistêmico), permitindo intercâmbios de energiacom equilíbrio, com flexibilidade e agilidade na tomada dedecisões em situações de urgência ou emergência.

As instalações do Centro de Operação devem ser adequadaspara comportar o Sistema de Supervisão com todos osrecursos e infra-estrutura para garantir o seu funcionamento,além dos recursos de telecomunicação para a operação dosistema de potência. Devem também apresentar a necessáriasegurança.

5.1.2 Conservação Geral das Instalações

Procura-se verificar o estado de conservação das instalaçõescivis e estruturas diversas, dando atenção também aos aspectosde limpeza e organização, que influem no ambiente e naqualidade do trabalho. Essa avaliação refere-se ao conjunto deinstalações visitadas.

5.1.3 Infra-estrutura para o Centro

- Sistema no break e fontes alternativas de energia

Procura-se avaliar as instalações, considerando situações deemergência, quando a fonte principal de energia para asatividades essenciais do Centro pode sair de operação. Sãoavaliadas as capacidades e alternativas de energia emfunção dos distúrbios possíveis. Deve-se observar que oscomputadores não devem sofrer interrupção mesmo nosextensos blackouts.

- Ar condicionado ou ventilação

Procura-se avaliar as condições ambientais não só paraequipamentos sensíveis à temperatura e à umidade, mastambém para os despachantes do Centro.

- Sistema antiincêndio

Nem todo tipo de Centro de Controle necessita de sistemaantiincêndio. Geralmente aqueles centros com sistemas de

computadores de grande porte e periféricos correspondentes,projetados especificamente como centros de operação,possuem esse sistema. A empresa, geralmente, temconhecimento de aspectos técnicos que influem na necessidade ou não de sistema antiincêndio. No caso deexistência, observa-se os riscos introduzidos para a segurançapessoal dos empregados.

5.1.4 Recursos para a Operação do Centro

- Recursos humanos

Procura-se avaliar a quantidade, qualificação e a capacitaçãodos recursos humanos (despachantes) para a operação dosistema de transmissão. Confirma-se também o atendimentoaos processos rotineiros de habilitação e certificação (outreinamentos de reciclagem) dos despachantes.

- Sistema de gravação das comunicações

É verificada a existência de sistema adequado (capacidade eabrangência) de gravação das comunicações, o qual éconsiderado essencial para um Centro de Operação.

- Sistema de supervisão e controle do sistema de transmissão

O sistema de supervisão e controle é a ferramenta principal docentro de operação, e como tal é avaliado. As funcionalidadesbásicas observadas são:

- Supervisão de grandezas elétricas;

- Supervisão de estados de chaves e disjuntores;

- Seqüência de eventos quando de ocorrências (listagem cronológica de desligamentos, sinalizações diversas, alarmes, atuações de dispositivos, fechamentos de chavesou disjuntores).

Verifica-se também a existência de telecomando para osdisjuntores de circuitos principais da Rede Básica. Registrosde demandas e energias são aspectos complementares quetambém são observados.

- Manuais e instruções de operação à disposição do pessoal

É verificada a existência de manuais e instruções (impressosou nas telas) para as diversas atividades dos despachantes.Procura-se confirmar a familiaridade dos despachantes nouso desses manuais.

- Painel mímico, indicadores e registradores na sala de despacho

A tomada de decisão com precisão e agilidade, na operaçãodo sistema, depende também de dados e informações


supridos por painel, indicadores e registradores da sala dedespacho. Dependendo do sistema digital de supervisãoexistente, há maior ou menor necessidade desses instrumentos.É dentro dessa premissa que atua a equipe de fiscalização.

- Recursos de telecomunicações

Os recursos de telecomunicações são avaliados, considerandoos aspectos de facilidade e agilidade nas comunicações,tanto com o centro regional de despacho do ONS como comas outras empresas e as demais áreas da própria empresa.

5.1.5 Esquema de Atendimento à Manutenção de Emergênciano Sistema de Supervisão e Controle

O aspecto fundamental observado neste item é o prontoatendimento da manutenção quando de problemas no centro,principalmente no sistema de supervisão e controle, paraminimizar os tempos de interrupção dessa ferramenta essencialpara a operação do sistema. Considera-se necessário que osrecursos humanos e materiais sejam especializados, tendo emvista a tecnologia envolvida. Dá-se especial atenção a:

- Equipes no Centro ou local próximo;

- Esquema sistematizado de acionamento para emergências;

- Capacitação do pessoal técnico de atendimento.

5.1.6 Condição de Trabalho dos Despachantes

Tanto os aspectos ambientais como os ergométricos sãoobservados, levando em conta que os despachantes, durante oturno de 6 horas, vivem em estado de constante atenção,geralmente sentados.

5.1.7 Segurança Patrimonial e Segurança da Operação

- Segurança patrimonial

Refere-se à segurança física das instalações. Esquemas edispositivos afins e equipes de vigilância são verificados.

- Segurança da operação

As informações devem estar seguras, com acesso apenas apessoas qualificadas e autorizadas. A operação em si devetambém ser segura, considerando eventuais interferênciasexternas, principalmente em situações de distúrbios sociais.As condições de segurança da operação são verificadas pela fiscalização.

5.2 CENTROS DE MANUTENÇÃO E LABORATÓRIOS

5.2.1 Conceitos

Empresas de transmissão de energia elétrica de maior portepossuem, geralmente, instalações especializadas de manutençãoou de apoio à manutenção, centralizadas, com laboratórios ecentros de reparos ou ensaios. Muitas das tecnologias demanutenção são aperfeiçoadas ou até concebidas nessescentros e laboratórios.

Sua centralização é motivada por fatores econômicos uma vezque tais atividades exigem instrumentos e ferramentas deprecisão ou especializados, com profissionais tambémespecializados, qualificados e experientes. Sua localizaçãogeralmente é estratégica, considerando como usuários todasas áreas executivas da empresa.

- Instalações fiscalizadas

Nem todas as instalações necessitam ser visitadas.Entretanto, aquelas mais significativas pelo volume eabrangência das atividades serão, obrigatoriamente,fiscalizadas.

5.2.2 Conservação Geral das Instalações de Centros deManutenção

Procura-se observar a conservação das instalações civis eestruturas diversas, bem como verificar aspectos de limpeza eorganização, que influem no ambiente e na qualidade do trabalho.A avaliação refere-se ao conjunto de instalações visitadas.

5.2.3 Infra-estrutura para Centros de Manutenção

Procura-se verificar a adequação da infra-estrutura para asdiversas atividades, como os sistemas de controle de ambiente,sistemas de energia, sistemas antiincêndio e áreas de trabalho.

5.2.4 Recursos para os Centros de Manutenção

- Recursos humanos

Para cada grupo de atividades especializadas, procura-seavaliar, com base nos dados e informações da empresa(entrevistas e questionário prévio) a quantidade, qualificação,experiência e capacitação dos recursos humanos envolvidos.

- Equipamentos, instrumentos e ferramentas de precisãoou especiais

Considerando que as atividades nesses laboratórios ecentros são especializadas, os instrumentos, ferramentas e equipamentos para uso em suas atividades devem ser adequados quanto a funcionalidade e tecnologiaenvolvidas. Assim, aspectos quantitativos e qualitativos


são avaliados. A base da avaliação é a informação recebidada empresa.

- Manuais e instruções

A existência de manuais e instruções para cada grupo de atividades especializadas é considerada essencial. A fiscalização procura comprovar sua disponibilidade, seja emmeio magnético ou impressos, para fácil acesso e consulta.

- Recursos de telecomunicações

Os recursos de telecomunicações são avaliados do ponto de vista de produtividade das atividades desses laboratóriose centros.

- Condições de trabalho nos laboratórios e centros

São observadas as condições ambientais e de conforto dopessoal envolvido, visando produtividade e moral.

5.2.5 Segurança Patrimonial

Procura-se verificar os aspectos de segurança das instalaçõese das informações.

5.3 SUBESTAÇÃO

5.3.1 Dados Gerais da Subestação Fiscalizada

Através do questionário preenchido pela empresa e do materialdisponibilizado para consulta, a equipe de fiscalização tomaconhecimento prévio dos dados gerais da subestação como:

- Configuração (arranjos) das barras e níveis de tensão;

- Quantidade de terminais em cada nível de tensão;

- Quantidades de bays de linhas de transmissão associadas a níveis de tensão;

- Quantidade de transformadores ou bancos de transformadores, incluindo as unidades de reserva, com suas características principais;

- Quantidades de equipamentos de compensação reativa associadas a níveis de tensão e suas características principais;

- A existência de partes isoladas em SF6;

- Outros.

5.3.2 Fiscalização da Operação

- Recursos humanos

Procura-se avaliar os recursos humanos da subestação noque se refere à quantidade e ao preparo para a atividade deoperação, dando especial atenção a:

- Quantidade de encarregados, operadores e outros;

- Turnos de trabalho;

- Capacitação (histórico de habilitação e reciclagem);

- Agilidade e presteza;

- Postura pessoal e apresentação.

Procura-se observar aspectos como o conhecimento, afamiliaridade e a segurança com que os operadores dasubestação utilizam os recursos disponíveis na subestação,tais como:

- Painéis de comando e controle;

- Sistema de supervisão e controle local;

- Automatismos;

- Registradores de perturbações;

- Esquemas especiais;

- Instruções e manuais;

- Telecomunicações.

5.3.3 Recursos para a Operação

São confirmados os recursos disponíveis na subestação, para aoperação, no que se refere a:

- Manuais e instruções, se completos e de fácil acesso;

- Registradores de perturbações, se de fácil acesso e utilização pelo operador;

- Automatismos (caso existam), se adequados para a operação;

- Facilidades de telecomunicações, quanto a voz e dados, destacando situações de emergência:

- Comunicações internas à empresa (para subestações e outras áreas),

- Comunicação com o Centro Regional de Operação,


- Comunicação com outras empresas para algumas subestações.

A maior parte desses dados são recebidos previamentepela equipe de fiscalização através do questionário preenchidopela empresa.

5.3.4 Esquema de Acionamento da Manutenção

Procura-se avaliar o esquema de acionamento da manutençãoquanto a aspectos de agilidade e flexibilidade, visando opronto atendimento a situações de emergência.

5.3.5 Instalações Gerais

- Conservação

Procura-se observar o estado de conservação da subestação,envolvendo terreno e gramados, equipamentos, instalaçõeselétricas e civis, quanto ao grau de limpeza e conservaçãocivil, alertando quanto a aspectos que indiquem deterioraçãoou descaso com as instalações.

- Problemas de aterramento

De uma maneira indireta e aleatória, procura-se verificar aexistência de eventuais problemas de aterramento queprovoquem potencial de toque nas carcaças dos equipamentos,em condições normais de operação. Procura-se verificar,também, os estados das conexões e cabos de ligação à terrados equipamentos e cercas metálicas da subestação.

- Esquema de controle de incêndios

Procura-se verificar a adequação desse esquemas, incluindo-se o(s) edifício(s) de administração e comando.

5.3.6 Segurança Física da Subestação

Procura-se avaliar a segurança das instalações quanto aosserviços de vigilância, portaria, edifícios de comando eadministrativos, dispositivos especiais de segurança patrimonial,cercas metálicas e muros, dando especial atenção a:

- Características da área de localização;

- Existência de serviços de vigilância;

- Tipo de vigilância;

- Dispositivos especiais de segurança na subestação;

- Histórico de ocorrência de vandalismo ou outras anormalidades na subestação.

5.3.7 Corrosão

As partes metálicas sujeitas a corrosão são inspecionadas,procurando confirmar as informações fornecidas pela empresaatravés do questionário prévio. Especial atenção é dada aoestado dos pórticos (colunas e vigas), suportes dos equipamentose dos próprios equipamentos quanto a eventuais pontos decorrosão, indicando a necessidade de intervenções por vezesonerosa e de difícil realização.

5.3.8 Arranjo de Barras e Leiaute da Subestação

Verifica-se a consistência das informações fornecidas pelaempresa através do questionário prévio. A avaliação é centradaem eventual problema de confiabilidade operacional decorrentedos arranjos e eventual problema de dificuldades para amanutenção decorrente de arranjos e leiaute. Outro exemplode verificação diz respeito à posição dos pára-raios nos terminaisde chegada de linhas, quanto ao seu posicionamento.

5.3.9 Equipamentos Principais

Procura-se inspecionar os transformadores de potência, disjuntores,seccionadoras, TC’s, TP’s, pára-raios, chaves de aterramento,bobinas de bloqueio, equipamentos de compensação reativa ede compensação série, principalmente quanto aos aspectosapresentados a seguir.

- Sistemas digitais de monitoração dos equipamentos, para fins de manutenção

A existência de sistema digital de monitoramento de equipamentospode influir no esquema de manutenção preventiva, oferecendopossibilidades de ampliação dos aspectos preditivos. Assim,a eventual existência desses sistemas é levada em consideraçãoquando se avalia a manutenção da subestação.

- Equipamentos com Askarel

Procura-se verificar, quando da existência desses tipos deequipamentos na subestação, principalmente se os procedimentosda empresa atendem à legislação vigente, mantendoidentificação no corpo do equipamento (placa indicativa deAskarel) e instruções para manuseio, armazenagem, transportee procedimento para casos de ocorrência de vazamento.

- Situação da manutenção preventiva para os equipamentosda subestação

Com base nos dados e informações do questionário prévioe entrevista com o pessoal responsável, a fiscalização procuraconfrontar o estado dos equipamentos com o programa demanutenções dos equipamentos principais, principalmentequanto a atrasos.


5.3.10 Equipamentos Auxiliares

Através do questionário preenchido pela empresa, a equipe defiscalização toma conhecimento prévio dos seguintes dados e informações sobre o serviço auxiliar da subestação, que são verificados, principalmente quanto aos aspectos a seguirapontados.

• Corrente Alternada

- Fontes de alimentação

Essas fontes podem compreender transformador de serviçoauxiliar, terciário de banco de transformador e alimentadorde distribuição.

Procura-se observar e confirmar a disponibilidade e estadode conservação de fontes alternativas de alimentação parao serviço auxiliar de corrente alternada da subestação. Eventuaisproblemas de confiabilidade em situações de emergênciapodem ser detectados. É verificada a coerência com oscritérios de projeto de subestações adotados pela empresa.

- Grupo diesel motor – gerador

Com base nos dados e informações do questionário prévio,procura-se avaliar o sistema de alimentação para situaçõesde emergência (grupo diesel motor – gerador e suasinstalações). Pode ser solicitada partida manual do grupopara confirmar seu funcionamento. Procura-se verificar se a rotina de partida periódica atende procedimentosestabelecidos pela empresa.


EQUIPAMENTO PONTOS A OBSERVARTransformador - Existência de sinais fortes de corrosão;

- Compatibilidade de temperaturas de óleo e de enrolamento, através de leituras de termômetros;- Compatibilidade de leitura de temperaturas entre pólos do mesmo banco;- Existência de vazamento acentuado de óleo que possa colocar em risco a permanência em

operação da unidade (comprometimento de nível de óleo);- Situação do sílica-gel;- Nível do óleo;- Compatibilidade entre as posições dos comutadores de carga das fases;- Fiação dos acessórios;- Estado dos aterramentos;- Estados das conexões e buchas;- Dispositivos do sistema de arrefecimento;- Quadro de comando.

Disjuntor - Existência de sinais fortes de corrosão;- Compatibilidade entre valores lidos em indicadores e os valores nominais de pressão de ar

comprimido ou de óleo hidráulico dos comandos;- Estado dos aterramentos;- Quadro de comando.

TP’s e TC’s - Existência de sinais fortes de corrosão;- Existência de vazamento acentuado de óleo que possa colocar em risco a permanência em

operação da unidade (comprometimento de nível de óleo);- Nível do óleo;- Estado dos aterramentos.

Pára-raios - Existência de sinais fortes de corrosão;- Estado dos aterramentos;- Inexistência de sinais na união da porcelana com os flanges metálicos que indiquem corrosão interna.

Isoladores de pedestal - Estado dos aterramentos;- Inexistência de sinais na união da porcelana com os flanges metálicos que indiquem corrosão interna.

Seccionadoras - Existência de sinais fortes de corrosão;- Fiação dos acessórios;- Estado dos aterramentos;- Quadro de comando.

- Inspeção dos equipamentos no pátioDeverá estar disponível para a equipe de fiscalização o históricode falhas e defeitos dos equipamentos principais, bem como os

resultados das últimas análises de óleo isolante dos transformadoresda subestação. Os principais pontos a serem observadosquando da inspeção são:

- Manutenção do serviço auxiliar em corrente alternada

Com base nas informações previamente recebidas, procura-seconfirmar o atendimento ao programa de manutençãopreventiva/preditiva estabelecido pela empresa, para asubestação, bem como o estado geral das instalações.

• Corrente Contínua e Sistema de Ar Comprimido

O sistema de corrente contínua é constituído por retificadores – carregadores, conjunto de baterias e circuitosde alimentação. O sistema de ar comprimido, por compressoresde ar e circuitos de distribuição.

- Manutenção do serviço auxiliar em corrente contínua e sistema de ar comprimido

Com base nas informações recebidas, procura-se confirmaro atendimento ao programa de manutenção preventiva/preditiva estabelecido pela empresa para a subestação.

- Ar comprimido para disjuntores

Procura-se inspecionar e avaliar a rede de ar comprimido dasubestação, principalmente com atenção a aspectos decapacidade e vazamento. Deve ser verificado o atendimentoà norma ABNT de ensaios de vasos de pressão a cada 5 anos(tanques de ar comprimido de disjuntores também sãoconsiderados como vasos de pressão).

5.3.11 Supervisão Local da Subestação (Digital) e Automação

Caso existam, e com base nos dados do questionário prévio,são confirmadas as funcionalidades desses sistemas, seadequadas para a operação. Procura-se verificar, também, atecnologia empregada quanto aos aspectos relativos a peçasde reposição e dificuldades de manutenção.


Caso existam medidores de faturamento, registradores de tarifaçãoe transdutores na subestação, e com base nas informaçõesprévias, procura-se verificar:

- As condições de aferição e de intervenção para manutenção;

- A existência de atrasos;

- A existência de equipamentos de tecnologia antiga com dificuldades e problemas de desempenho e manutenção, que necessitem providências por parte da empresa.

5.3.13 Proteção, Teleproteção, Registradores de Perturbaçõese Esquemas Especiais

Com base nos dados do questionário prévio, são inspecionadosos relés de proteção, equipamentos de teleproteção, registradoresde perturbações e esquemas especiais (caso existam, paraalívio de carga e controle de emergências) e verificados osseguintes aspectos:

- As condições de intervenção para manutenção;

- A existência de atrasos nas manutenções preventivas nos relés e dispositivos eletromecânicos e nos equipamentos de teleproteção analógicos da subestação;

- A existência de relés, dispositivos e equipamentos com problemas de desempenho e de manutenção, que necessitemprovidências por parte da empresa.

Considera-se que essa avaliação depende da tecnologia dos relés,registradores e equipamentos de teleproteção. Relés eletromecânicospodem operar por mais de 40 anos, com manutenção adequada.Relés de tecnologia estática começam a apresentar problemasde desempenho (alteração de características) após um certotempo (15 a 25 anos, dependendo do modelo e do fabricante)e de obsoletismo (dificuldades de peças/ componentes). Osequipamentos digitais ainda não têm tempo de operaçãosuficientemente longo, no Brasil, para uma estimativa.

Desde que haja condições durante a fiscalização, solicita-se aapresentação do histórico do desempenho dos relés, dispositivose equipamentos problemáticos da subestação, e eventuaisplanos de melhoria ou substituição.

5.3.14 Sistema de Supervisão para Centros de Operação –Instalações na Subestação

- Unidades terminais remotas e transdutores

Com base nas informações contidas no questionário prévio,procura-se inspecionar as Unidades Terminais Remotas etransdutores do sistema de supervisão para centros de operação,se existirem na subestação, verificando principalmente:

- As condições de aferição e de intervenção para manutenção;

- A existência de atrasos nas aferições dos transdutores;

- A existência de equipamentos de tecnologia antiga comdificuldades e problemas de desempenho e manutenção,que necessitem providências por parte da empresa.

Considera-se geralmente que, para as UTR’s, só se utilizamtécnicas preditivas para intervenção, sem manutenção preventiva.Desde que haja condições durante a fiscalização, solicita-se


a apresentação do histórico do desempenho das UTR’s etransdutores problemáticos, bem como eventuais planos demelhoria ou substituição.

5.3.15 Telecomunicações

Através do questionário preenchido pela empresa, sãopreviamente conhecidos pela equipe de fiscalização os meiosfísicos de telecomunicação disponíveis na subestação eaqueles principais para a operação e para a teleproteção.

Procura-se inspecionar as instalações de telecomunicações dasubestação, como a sala de equipamentos, cablagens e fibrasópticas (dielétricos), avaliando os seguintes aspectos:

- Adequação das condições de intervenção para manutenção;

- Existência de equipamentos com problemas de desempenhoe de manutenção.

Considera-se geralmente que, para equipamentos detelecomunicações, só se utilizam técnicas preditivas paraintervenção, sem manutenção preventiva.

5.4 LINHA DE TRANSMISSÃO

5.4.1 Dados Gerais da Linha de Transmissão Fiscalizada

Através do questionário preenchido pela empresa, a equipe defiscalização toma conhecimento prévio dos dados gerais dalinha de transmissão, como:

- Nome e nível de tensão;

- Extensão da linha;

- Quantidade de circuitos;

- Configuração de estrutura.

5.4.2 Desempenho Observado para a Linha

O desempenho é analisado através dos índices informados pelaempresa (taxa de falhas, indisponibilidades, tempo médio dereparo). No caso de desempenhos inferiores aos índices dereferência GCOI/CDE ou aos índices baseados em critériosinternos da empresa, são avaliadas as causas do desempenhoinsatisfatório, com base nas informações recebidas através doquestionário prévio e nas entrevistas durante a inspeção.

Considera-se que os indicadores para uma única linha detransmissão não traduzem, necessariamente, o desempenhoda empresa. Assim, deve ser levada em consideração a opiniãoda empresa quanto à situação da linha de transmissão queestá sendo inspecionada.

5.4.3 Manutenção da Linha

Com base na fiscalização e nas informações previamenterecebidas através do questionário, procura-se avaliar:

- Os procedimentos de manutenção para a linha;

- Existência de atraso na manutenção preventiva.

A equipe de fiscalização poderá, eventualmente, solicitar acomprovação das informações previamente coletadas, quandojulgar necessário durante a fiscalização.

Caso necessário, verifica-se a existência de registros para asduas (2) últimas manutenções preventivas e corretivas e resultadosdos ensaios realizados para a linha sob fiscalização. Procura-seaferir a aderência com as instruções ou critérios de manutençãodas áreas normativas e executivas da empresa.

A logística de apoio à manutenção da linha é avaliada atravésdos seguintes dados, recebidos através do questionário prévio,dando especial atenção a:

- Localização das equipes;

- Distâncias;

- Apoio de Centro de Manutenção;

- Localização de estruturas de reserva e de emergência.

5.4.4 Corrosão nas Estruturas da Linha

Através de inspeção em algumas estruturas da LT, procura-secomprovar as informações recebidas através do questionário prévio.

No caso de existirem estruturas com problemas acentuados decorrosão, verifica-se a existência de plano para combate a ela.Evidentemente, o combate à corrosão não pode ser analisadocom base apenas na inspeção de algumas estruturas, dependendodo estado de todas as estruturas do sistema de transmissão daempresa e das prioridades adotadas pela empresa.

5.4.5 Invasão de Faixas de Servidão

Procura-se avaliar a situação informada para a linha fiscalizada,verificando se as providências estão coerentes com a política eprocedimentos adotados pela área normativa da empresa.

Especial atenção é dada aos tipos e quantidades de casos deinvasão, considerando os problemas mais típicos (edificações,plantações, áreas de lazer, criações de animais e outros) e asprovidências em andamento.


5.4.6 Outros Pontos Observados na Linha

Quando da inspeção da linha, podem ser observados, ainda,outros aspectos igualmente importantes como:

- Condutores baixos, provocando condições de risco;

- Isoladores quebrados;

- Disposição dos cabos de cobertura;

- Esferas de sinalização em travessias de rodovias e proximidades de aeroportos;

- Estruturas com pintura de sinalização aérea, próximos de aeroportos;

- Vias de acesso a estruturas da linha;

- Limpeza das faixas de servidão;

- Localização de trechos em áreas de risco de deslizamentos.

A avaliação global deve ser feita considerando as informaçõesda empresa quanto às providências em andamento e as prioridades estabelecidas para todo o sistema de transmissão.


6 . R E F E R Ê N C I A S

Essas referências têm a finalidade de orientar os agentes defiscalização quanto a definições, terminologias e conceitosempregados pelas metodologias de avaliação de desempenhoadotadas por grande parte das empresas.

6.1 METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DAPROTEÇÃO DO ONS (GTP)

6.1.1 Objetivo

Essa seção tem o objetivo de descrever o sistema estatístico deavaliação do desempenho das proteções das empresas dossistemas interligados brasileiros, atualmente sob responsabilidadedo ONS, que foi primordialmente desenvolvido e consolidadopelo Grupo de Trabalho da Proteção (GTP), do então Subcomitêde Estudos Elétricos (SCEL) do GCOI.

6.1.2 Histórico

O GTP era um órgão componente do GCOI/SCEL que desenvolveue implantou a metodologia de avaliação do desempenho daproteção de linhas de transmissão e demais componentes(Transformadores, Reatores, Bancos de Capacitores, Barras,Unidades Geradoras, etc.) dos sistemas interligados brasileiros.Uma metodologia pioneira foi implantada a partir de abril de1979 para a Região Sudeste. A mesma foi revisada em 1982 eimplantada para as demais regiões. A última revisão dametodologia ocorreu em 1987. Recentemente, trabalhos têmsido realizados para a modernização dos programas para usoem ambientes mais amigáveis.

Ao longo desses 20 anos, a metodologia tem sido aplicada demodo sistemático, tendo o mérito de manter os mesmoscritérios básicos e uniformizando conceitos e métodos entreempresas. Seu objetivo era e continua sendo dotar as empresasde uma metodologia que permita comparação e estabelecimentode metas de melhoria da proteção, através de dadosconsistentes de um amplo universo estatístico, para uso naengenharia analítica.

A chamada "Estatística GTP de Proteção" é composta porbases de dados com formatações padronizadas em cadaempresa, processadas por programas de uso comum, quepermite o tratamento das informações a serem analisadas. Os dados são coletados e armazenados em forma não agregada(raw data), sendo que as agregações são realizadas em cadaprocessamento.

No passado, uma das empresas do sistema interligado eraencarregada do processamento global para o universo deempresas, utilizando dados recebidos através de meios magnéticosou transferência de arquivos. A emissão do relatório anual erafeita pelo GTP, sob coordenação dessa empresa e auxílio de

especialistas das demais empresas. Paralelamente, cadaempresa podia processar seus dados, internamente, atravésdos mesmos softwares.

Atualmente, o ONS está encarregado de coletar os dados das empresas para processamento global e emissão dosrelatórios analíticos.

6.1.3 Terminologia e Definições do ONS

Descreve-se aqui apenas uma parte da terminologia utilizadapelo grupo de proteção do ONS, para fins de esclarecimentodos conceitos envolvidos quanto aos indicadores coletadospelo Manual de Fiscalização.

• COMPONENTE

É um equipamento, uma linha ou um grupo de itens que évisto como uma entidade para fins de análise ou relato. Parafins de estatística de atuação de proteções, um componente dosistema de potência é todo trecho do sistema DELIMITADO PORDISJUNTORES, incluindo os equipamentos terminais associados.

• LINHA DE TRANSMISSÃO

É o componente do sistema elétrico de potência que interligaduas ou mais subestações, compreendido entre os pórticos deentrada/saída dessas estações. Sob o ponto de vista da estatísticada proteção, a linha de transmissão inclui, ainda, os seusequipamentos terminais nas subestações (disjuntor a disjuntor).

• DESLIGAMENTO

É o ato de abertura de dispositivo(s) que interliga(m) circuitosde potência, interrompendo a continuidade elétrica através deum componente.

• DESLIGAMENTO FORÇADO

É o tipo de desligamento que ocorre em condição não programada, resultando em pronta ou imediata interrupção dacontinuidade elétrica através de um componente, sem quesejam avaliadas as conseqüências associadas ao fato.

Um desligamento forçado resulta, geralmente, de condição deemergência inerente ao componente cuja continuidade elétricaé interrompida, ou inerente ao sistema elétrico ao qual pertenceo componente, necessitando que ocorra tal desligamento demodo imediato, automática ou manualmente. Os demais casosde desligamentos forçados decorrem de causas acidentais,quando a continuidade é interrompida de modo involuntárioou indevido.

Como exemplos de desligamentos forçados podem ser citadasocorrências resultantes de atuações de relés ou dispositivos deproteção, quando de falta ou outra anormalidade no sistema


elétrico de potência. São desligamentos geralmente de caráterdesejável, podendo porém ter, às vezes, caráter indesejável poratuação incorreta da proteção.

Outros casos são aqueles que ocorrem sem falta ou outraanormalidade no sistema elétrico de potência protegido,resultantes de atuações de relés ou dispositivos de proteção,de problemas nos circuitos entre as proteções e os disjuntores,de problemas nos circuitos de comandos de disjuntores, deproblemas nos disjuntores em si, de ações humanas acidentais,involuntárias, etc. Estes casos têm, sempre, caráter indesejávele inesperado.

• DESLIGAMENTO FORÇADO MANUAL

É aquele resultante de comando de desligamento manualatravés de chave de comando ou circuito equivalente, seja paraproblemas no sistema elétrico de potência, seja para problemasno terminal do equipamento ou linha protegida, seja aindapara problemas nos painéis, fiação ou disjuntores.

É geralmente de caráter desejável, em condições deemergência, quando relés de proteção não têm condições deatuação ou há recusas de atuação. Às vezes, entretanto, podeter caráter indesejável, por erro ou engano do operador dasubestação ou despachante do centro de operação.

• RELÉ OU DISPOSITIVO DE PROTEÇÃO

São equipamentos ou instrumentos especialmente projetadose devidamente aplicados para detectar condições anormais,indesejáveis e intoleráveis no sistema elétrico e prover, simultâneaou parcialmente, os seguintes eventos:

- Pronta remoção de serviço (desligamentos) dos componentessob falta, ou dos componentes sujeitos a danos, ou ainda dos componentes que de alguma forma possam interferir na efetiva operação do restante do sistema.

- Adequadas sinalizações e alarmes para orientação dos procedimentos humanos posteriores.

- Acionamentos e comandos complementares para se garantir confiabilidade, rapidez e seletividade na sua função.

• SISTEMAS DE PROTEÇÃO

Conjuntos de relés e dispositivos de proteção, outros dispositivos afins, equipamentos de teleproteção, circuitos decorrente alternada e corrente contínua, circuitos de comando esinalização, disjuntores, etc. que, associados, têm por finalidadeproteger componentes ou partes do sistema elétrico de potênciaquando de condições anormais, indesejáveis ou intoleráveis.

• FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

Para fins da metodologia GTP, entende-se como função deproteção um conjunto de atributos desempenhados por um sistema de proteção, para fins previamente estabelecidos e definidos, dentro de uma determinada categoria oumodalidade de atuação.

6.1.4 Parâmetros de Análise do Desempenho

Os seguintes aspectos são considerados para um sistema deproteção, seja para fins de projeto, operação, ou paraestabelecimento de critérios de análise de desempenho. Desdeque seja impossível satisfazer, simultaneamente, os aspectos aseguir, os necessários compromissos são avaliados eassumidos, com base nos riscos calculados:

• CONFIABILIDADE

A habilidade do sistema para atuar corretamente quandonecessário (dependabilidade) e para evitar atuações desnecessáriasou indevidas (segurança).

• RAPIDEZ

A habilidade para prover um mínimo tempo de condiçãoanormal, indesejável ou intolerável para o sistema elétrico.

• SELETIVIDADE

A habilidade para prover uma máxima continuidade de serviço,com um mínimo de desligamentos no sistema elétrico.

• ECONOMIA

Máxima proteção a mínimo custo.

• SIMPLICIDADE

Mínimo de equipamento ou instrumentos e instalações,garantindo-se confiabilidade, rapidez e seletividade.

6.1.5 Critérios de Análise de Atuação da Proteção

As análises das atuações de proteções são realizadas porFUNÇÃO DE PROTEÇÃO, para cada função envolvida em cadaocorrência. Como exemplo de função de proteção tem-se:

21N – Distância para faltas a terra;21F – Distância para faltas entre fases;21 – Distância genérica;51F – Sobrecorrente de fase;67N – Sobrecorrente direcional de terra;50/62BF – Falha de disjuntor; etc.


Os seguintes critérios são utilizados:

• ATUAÇÃO CORRETA

Quando a função atua dentro da finalidade para a qual foiaplicada, para as grandezas elétricas supervisionadas dentrodas faixas adequadamente ajustadas, para o defeito, falha ououtra anormalidade dentro de sua área de supervisão, emtempo condizente com as condições da situação.

• ATUAÇÃO CORRETA ACEITÁVEL

Quando a função atua coerentemente com o equipamento,filosofia e ajustes utilizados, embora fora da aplicação prevista,com a análise indicando não haver providências a seremtomadas quanto à função.

Por exemplo, atuação de uma proteção de distância de linha detransmissão para condições extremas de sobrecarga comsubtensão, com instabilidade no sistema de potência. Trata-sede uma atuação fora da aplicação prevista (proteção paracurtos-circuitos), porém coerente com a instalação e ajustes.

Porém, se a atuação se dá para condições de sobrecargaaceitáveis para a linha e para o sistema de potência, a atuaçãoserá considerada INCORRETA, pelo analista.

• ATUAÇÃO INCORRETA

Quando a função, em resposta a uma ocorrência de falta ouanormalidade no sistema elétrico de potência, atua sem quetenha desempenhado a performance prevista na sua aplicação.

• ATUAÇÃO ACIDENTAL

Quando a função atua sem ocorrência de falta ou outraanormalidade no sistema elétrico de potência.

Ou seja, quando a mesma atua como conseqüência de fatoresexternos que interfiram no seu desempenho normal, tais como erroshumanos, falhas ou defeitos em relés, problemas na fiação deentrada de TC’s e TP’s, vibrações, objetos estranhos nos painéis, etc.

• RECUSA DE ATUAÇÃO

Quando a função, com ou sem desligamento do(s) disjuntor(es)do terminal, DEIXA DE ATUAR quando existem todas ascondições e necessidade para atuar.

• ATUAÇÃO SEM DADOS PARA ANÁLISE

Quando não for possível, com as informações disponíveis,classificar o desempenho da função.

Geralmente em função da insuficiência ou falta de recursos desupervisão, sinalização ou registro da atuação da proteção.

Além da análise do desempenho das FUNÇÕES de proteção, sãofeitas análises dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO, considerando comosistema de proteção aquele globalmente existente para um terminalde linha de transmissão, ou para um outro componente do sistema(Transformador, Reator, Barra, etc.). Os mesmos critérios utilizadospara cada função são agora considerados para o terminal comoum todo. Observação: essa análise global é feita pelo software, combase nas análises individuais das funções envolvidas do terminal.

Através do software, e com base na análise efetuada para as funções,é feita também a análise para os RELÉS DE PROTEÇÃO, onde sãoconsiderados apenas os relés, isolando os mesmos dos respectivoscircuitos de alimentação, de comando ou de teleproteção. Essaanálise de relés em si é importante para se determinar aconfiabilidade dos relés aplicados e contatos com fabricantes.

6.1.6 Situação

- Grupo de trabalho de proteção do antigo GCOI/SCEL e o ONS

Eram emitidos relatórios estatísticos anuais, com análise dodesempenho das proteções e comparações com anos anteriorese entre empresas. Tais relatórios eram e são utilizados pelasempresas como referência de benchmarking, no processo deestabelecimento de metas, no processo de melhoria contínuada proteção. Os relatórios também continham recomendaçõesàs empresas, nos casos de desempenhos inadequados.

O último relatório emitido com a estrutura do antigo GCOIfoi divulgado durante 1998, para o ano estatístico de 1996.O relatório referente ao ano estatístico de 1997 está sendoemitido, já sob coordenação da ONS.

De um modo geral, as atividades de estatística do GTPestavam sendo conduzidas com muito sacrifício, seja devidoà carência de pessoal especializado, ou devido a problemasde disponibilidade de empresas para conduzir a coordenaçãode sistema interligado. Daí o atraso médio de 2 anos para aemissão do relatório anual.

- Empresas

O GTP contribuiu decisivamente, ao longo dos anos, paraintroduzir e consolidar a metodologia e os critérios para uso comum entre empresas. Hoje, a terminologia e os conceitosintroduzidos pela metodologia são de uso corriqueiro nasempresas, não havendo problema de critérios distintos. A qualquer momento pode-se avaliar os índices de desempenhocom base nos números do passado, ou mesmo comparardesempenhos entre empresas.

Observa-se, ao longo dos últimos 20 anos, uma constanteevolução do desempenho das proteções para o universo dasempresas do sistema interligado, tendo a metodologia deuso comum contribuído de modo significativo.


6.1.7 Orientação aos Agentes de Fiscalização

- Solicitação de índices

O roteiro de avaliação da proteção solicita a informaçãodo índice das atuações das proteções de linhas detransmissão e transformadores de potência. Apesar dametodologia ONS disponibilizar vários outros índicescomplementares, inclusive para outros componentes dosistema elétrico, considera-se adequado para o momento,solicitar apenas esses mencionados.

Solicitar que os índices fornecidos sejam referentes aosSISTEMAS DE PROTEÇÃO e não de relés de proteção.

- Avaliação dos índices

Os valores médios do desempenho dos SISTEMAS DEPROTEÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO nos anos 1995 e1996 têm se situado na faixa 90-91% de atuaçõesCORRETAS para um universo de cerca de 2.600 circuitos delinhas. Mas, considerando os diversos níveis de tensão, osvalores médios em cada nível podem estar acima ou abaixodessa faixa.

Assim, considera-se adequado adotar como referência paraavaliação, para linhas de transmissão, valor em torno de88% de atuações corretas do SISTEMA DE PROTEÇÃO, que éa média de 17 anos (1979 – 1996), considerando todos osníveis de tensão. Para valores inferiores à referência,justifica-se uma pesquisa maior das causas e providênciasespecíficas para melhoria.

No caso de transformadores de potência, os desempenhosdos SISTEMAS DE PROTEÇÃO nos anos de 1995 e 1996 têmse situado em torno de 65% de atuações corretas para umuniverso de cerca de 775 transformadores/bancos. Mascomo referência para avaliação considera-se adequadoadotar valor em torno de 57% de atuações corretas, que éa média dos últimos 13 anos (1983-1996). Para valoresinferiores à referência, justifica-se uma pesquisa maior dascausas e providências específicas para melhoria.

- Dados a coletar

Anotar, sempre, o universo estatístico (transformadores xano ou km x ano para circuitos de linhas de transmissão).No caso da estatística do ONS, considera-se o bancotrifásico de transformadores monofásicos como sendo 01unidade operacional.

Desde que possível, separar os índices por nível de tensãoem kV (para transformadores, considerar a tensão doenrolamento de alta tensão).

Anotar se a empresa considera, sistematicamente, ametodologia ONS.

6.2 SISTEMA ESTATÍSTICO DE MANUTENÇÃO DA CDE

6.2.1 Objetivo

Essa seção tem o objetivo de descrever o sistema estatístico demanutenção que era utilizado pelo então SCM – Subcomitê deManutenção do GCOI, através da CDE – Comissão deDesempenho de Equipamentos e Instalações, uma vez que astaxas de falhas e disponibilidades de transformadores depotência e disjuntores, para fins do presente Manual deFiscalização da Transmissão, deverão se basear em critériosadotados por aquele sistema.

Além da descrição do sistema, o capítulo tem o objetivo deestabelecer referências e uniformizar parâmetros para osagentes de fiscalização na coleta e análise dos índices.

6.2.2 Histórico

A Comissão de Desempenho de Equipamentos e Instalações –CDE, era um órgão componente do GCOI/SCM, que foireativado em 1978 após um período de interrupção, através daResolução RSG-021/78. Seu programa de trabalho contemplavaa conceituação, definição e estabelecimento de metodologiapara a obtenção e análise de indicadores de desempenho dosequipamentos e instalações referentes a Usinas, Subestações,Linhas de Transmissão Aéreas e Serviços de Manutenção,congregando 24 empresas concessionárias de serviços deenergia elétrica dos sistemas interligados Sul/Sudeste/Centro-Oeste e Norte/Nordeste.

Seu objetivo era dotar o SCM – Subcomitê de Manutenção doentão GCOI de instrumentos que possibilitassem a seus gruposde trabalho e às empresas participantes, analisar odesempenho dos equipamentos e instalações dos sistemaselétricos interligados, sob o ponto de vista da manutenção.

O SEM – Sistema Estatístico de Manutenção, é composto poruma base de dados informatizada que permite o tratamento earmazenamento das informações a serem analisadas. Os dadossão coletados e digitados no SEM, pelas empresas. Através dedisquetes e transferência de arquivos, tais dados eramencaminhados à empresa coordenadora da CDE onde osmesmos eram processados para fins de elaboração derelatórios estatísticos.

6.2.3 Terminologia e Definições

Descreve-se aqui apenas uma parte da terminologia utilizadapelo SEM, para fins de esclarecimento dos conceitosenvolvidos quanto aos indicadores coletados pelo Manual deFiscalização.


• EQUIPAMENTO

É o conjunto unitário, completo e distinto, que exerce umaou mais funções determinadas quando em funcionamento.

• UNIDADE (U)

O termo unidade designa um equipamento (tal como trans-formador monofásico, transformador trifásico, disjuntor, reatormonofásico, reator trifásico).

• UNIDADE LINHA DE TRANSMISSÃO

É o conjunto de componentes instalados em cada 100km decircuito de linha de transmissão.

• UNIDADE DISJUNTOR

É o conjunto de componentes existentes desde o terminalde entrada até o terminal de saída de cada disjuntor,inclusive os acessórios de proteção, supervisão e controleintrínsecos à unidade.

• UNIDADE TRANSFORMADOR

É o conjunto de componentes existentes desde a(s) bucha(s)de entrada até a(s) bucha(s) de saída do transformador,inclusive os acessórios de proteção, supervisão e controleconectados ao corpo do transformador, seja este monofásicoou trifásico.

Assim, acessórios/componentes como: relé buchholtz,termômetros ou dispositivos térmicos, válvula de segurança,mecanismo acionador do comutador e comutador em si(desde que incorporado ao transformador), TC’s de bucha,radiadores, sistema de ventilação, motobomba de circulaçãoforçada de óleo (desde que incorporada ao transformador),etc. fazem parte da UNIDADE.

Portanto, falhas ou defeitos em um desses acessórios/componentes são considerados como sendo da UNIDADETRANSFORMADOR.

Observação: conceitualmente poderia ser até questionável,por exemplo, uma falha no relé buchholtz ou num termômetroser consignada como "falha de transformador". Entretanto,o que importa para fins de avaliação do desempenho é oUSO DE CRITÉRIO ÚNICO ENTRE EMPRESAS para fins decomparação e benchmarking.

• UNIDADE REATOR

É o conjunto de componentes existentes desde a(s) bucha(s)de entrada até a(s) bucha(s) de saída do reator, inclusive osacessórios de proteção, supervisão e controle conectados aocorpo do reator, seja este monofásico ou trifásico.

Assim, acessórios/componentes como: relé buchholtz,termômetros ou dispositivos térmicos, válvula de segurança,TC’s de bucha, etc. fazem parte da UNIDADE REATOR.

Portanto, falhas ou defeitos em um desses acessórios/compo-nentes são considerados como sendo da UNIDADE REATOR.

• FALHA

É o término da condição (habilidade) ou a impossibilidadede uma unidade para desempenhar sua função requerida.

O aparecimento da falha leva a unidade, invariavelmente,ao estado indisponível para a operação, ou por atuaçãoautomática da proteção ou por retirada forçada e manualda unidade após a constatação do problema.

Como regra prática de diferenciação entre "retiradaforçada" e "retirada programada", estabeleceu-se o limitede 30 minutos, após a constatação do problema, comoreferência para que a saída de serviço seja caracterizadacomo "retirada forçada".

• FUNÇÃO REQUERIDA

É o conjunto de condições de funcionamento para o qual aunidade foi projetada/fabricada/instalada. A unidadepoderá exercer a função requerida com ou sem restrições.

• DEFEITO

É a alteração ou imperfeição do estado de uma unidade,não a ponto de causar término da habilidade emdesempenhar a sua função requerida, podendo a unidadeoperar com restrições.

• DEFEITO DE ALTA GRAVIDADE (de urgência)

É o defeito que levaria o equipamento à falha a curto prazose não fosse corrigido dentro de um prazo limite. Para finsda metodologia, adota-se o prazo máximo de 24 horas.

6.2.4 Indicadores CDE

Descreve-se aqui apenas uma parte dos indicadores utilizadospelo SEM, para fins de esclarecimento dos conceitos envolvidosquanto ao Manual de Fiscalização.

• NÚMERO DE FALHAS (NF)

É o somatório das falhas das unidades de uma família de equipamentos, ocorridas durante o período estatísticoconsiderado.


• TAXA DE FALHAS (TF) para equipamentos

É um indicador de confiabilidade, dado por:

NFTF = [falhas/(equipamento x ano)]

Ua

Onde:Ua: Unidades x período em operação dos equipamentospertencentes a um mesmo conjunto. A CDE calcula taxaspara períodos anuais (período = 1 ano).

• TAXA DE FALHAS (TF) (para cada 100km de linhas de transmissão)

NFx100TF = [falhas/(100km x ano)]

Ua

Onde:Ua: quilometragem de circuitos de linhas x ano. A CDEcalcula taxas para períodos anuais (período = 1 ano).

• TEMPO MÉDIO ENTRE FALHAS (TMEF)

É o tempo médio em que se espera que todos os equipamentos do conjunto analisado falhem pelo menosuma vez. É o inverso da taxa de falhas.

UaTMEF = [anos]

NF

• NÚMERO DE DEFEITOS (ND)

É o somatório dos defeitos nas unidades de uma família de equipamentos, ocorridos durante o período estatísticoconsiderado.

• TAXA DE DEFEITOS (TD) para equipamentos

É um indicador de confiabilidade, dado por:

NDTD = [defeitos/(equipamento x ano)]

Ua

Ua: unidades x período em operação dos equipamentospertencentes a um mesmo conjunto. A CDE calcula taxaspara períodos anuais (período = 1 ano).

• TAXA DE DEFEITOS (TD) para cada 100km de linhas de transmissão)

NDx100TD = [defeitos/(100km x ano)]

Ua

Onde:Ua: quilometragem de circuitos de linhas x ano. A CDE calcula taxas para períodos anuais (período = 1 ano).

• TEMPO DE REPARO DA FUNÇÃO (TRF)

É o tempo de restabelecimento da função exercida pelaunidade no sistema, através de reparo ou da substituição doequipamento, mesmo que seja feito através de equipamentosmóveis/portáteis (ex.: subestações móveis).

Para o levantamento de tempo de reparo da função é considerado o tempo transcorrido entre o início da ocorrência(falha ou defeito de alta gravidade) e a devolução doequipamento para operação em condições de ser utilizado(com ou sem restrições). No caso do equipamento sersubstituído, deve ser computado como tempo de reparo otempo decorrido entre o início do desligamento até aliberação do equipamento instalado para operar.

• NÚMERO DE REPAROS (NR-falhas e defeitos de alta gravidade)

É o número de reparos de falhas e defeitos de alta gravidaderealizados no período estatístico.

• TEMPO MÉDIO DE REPARO DA FUNÇÃO (horas)

∑TRFTMRF =

NR

• HORAS EM SERVIÇO (HS)

É o somatório dos tempos, em horas, que a unidade operou,com ou sem restrições.

• HORAS DO PERÍODO (HP)

É tempo total, em horas, do período estatístico considerado(8.760 horas para o ano).

• INDISPONIBILIDADE DEVIDO À MANUTENÇÃO (IM)

É o percentual de tempo em que a unidade ficou indisponíveldevido às ações da manutenção, em relação às horas totaisdo período estatístico, considerado desde o instante dodesligamento até estar disponível para a operação.Pode-se classificar a indisponibilidade devido à manutençãoem dois grupos (IM = I1 + I2):

• INDISPONIBILIDADE POR FALHA OU DEFEITO DE ALTA GRAVIDADE (I1)

É o percentual da indisponibilidade considerando as horasdevido às ações da manutenção para eliminação de falha oudefeito de alta gravidade.


∑HI1I1 = x 100

HP

HI1: Horas de indisponibilidade devido a falhas ou defeitosde alta gravidade.

• INDISPONIBILIDADE POR MANUTENÇÃO PREVENTIVA (I2)

É o percentual da indisponibilidade I considerando as horasdevido a todas as intervenções, excluindo-se as falhas e defeitosde alta gravidade. Inclui saídas programadas para intervençãocorretiva de defeitos que não são de alta gravidade.

∑HI2I2 = x 100

HP

HI2: Horas de indisponibilidade devido a todas demaisintervenções da manutenção.

• DISPONIBILIDADE

É o percentual de tempo em que a unidade ficou disponívelpara a operação, considerando as ações da manutenção, emrelação às horas totais do período estatístico.

HP - ∑HI1- ∑HI2DP = x 100

HP

6.2.5 Situação

- CDE

Eram emitidos relatórios estatísticos anuais, com tabelascomparativas de indicadores para alguns equipamentos(transformadores e disjuntores, principalmente). Nessastabelas, as empresas não eram identificadas, mas simdesignadas por letras, uma vez que o objetivo da comissãoera divulgar referências para estudos técnicos, exclusivamente,sem nenhuma conotação de fiscalização ou de comparaçãode desempenho entre empresas.

De um modo geral, as atividades da CDE encontravam-seem um estágio mínimo.

- Empresas

A CDE contribuiu decisivamente, ao longo dos anos, paraintroduzir e consolidar a metodologia e os critérios para usocomum entre empresas. Apesar da atividade da CDE comocomissão tenha se estacionado em um mínimo necessário,as empresas mantiveram os aspectos globais dos critériospara cálculo dos indicadores, para uso interno ou paraoutros fins.

Entretanto pode haver diferenças, nas empresas, na aplicaçãodas definições e terminologias da CDE, quando se detalham oscritérios. Pode estar ocorrendo uma variedade de interpretaçõesentre empresas, quanto à definição de ‘’FALHA" de unidade,uma vez que a metodologia CDE não é explícita até nosdetalhes. Assim, é possível que algumas empresas NÃOconsiderem todos os acessórios de supervisão, controle eproteção inerentes ou incorporados ao equipamento comosendo parte da UNIDADE, introduzindo diferenças queimpossibilitem ou dificultem o estabelecimento de umindicador benchmark para eventual uso da fiscalização.

E, também, algumas empresas podem não estar compreen-dendo, de maneira adequada, os conceitos embutidos nametodologia CDE e conseqüentemente podem estar aplicandocritérios diferentes de outras empresas.

Por exemplo, para o caso de transformadores de potência:

Há empresas que podem não consideram falhas em termômetros como "falha na unidade transformador". O mesmopode ocorrer para os relés buchholtz.

Há empresas que adotaram o procedimento de retirar o trip(disparo de disjuntores) de termômetros. Assim, mesmo comfalha, um termômetro não causa indisponibilidade do transformador e portanto não é considerado na estatística defalhas de transformadores. Esse fato pode causar diferençassignificativas quando da comparação de índices entre empresas.

6.2.6 Orientação aos Agentes de Fiscalização

- Solicitação de índices

Os roteiros de avaliação quanto aos equipamentos principaise linhas de transmissão apresentam itens que solicitam ainformação de indicadores anuais como taxas de falhas,disponibilidade e tempo médio entre falhas. E eventualmenteoutros disponíveis nas empresas.

Solicitar que os índices fornecidos estejam dentro dosseguintes critérios, mesmo que para entrega posterior aosagentes de fiscalização:

- Considerar as FALHAS somente, nas "Taxas de Falhas". Não os defeitos, mesmo que de alta gravidade.

- Considerar todas as FALHAS, mesmo as dos acessórios de supervisão, controle ou proteção, desde que incorporados ao equipamento (de fábrica), como estabelecido na metodologia CDE.

- Considerar períodos estatísticos anuais. Pode-se aceitar extrapolações desde que para os meses finais do ano.


- Não considerar os equipamentos de reserva "fria" (aquelesnão energizados). O conceito de taxa de falhas pressupõeexposição no período estatístico.

- Avaliação dos índices

Não é recomendável, na atual fase do Manual de Fiscalização,efetuar avaliação dos índices de desempenho dosequipamentos, para efeito de recomendação ou determinaçãoà empresa. Isto porque não é possível, ainda, estabelecerREFERÊNCIAS para comparação, pelos motivos mencionadosno item anterior deste anexo.

A coleta dos índices contribuirá para definir etapas futuras,visando o estabelecimento de referências para a fiscalização.Portanto, os critérios devem estar totalmente esclarecidos eanotados.

6.2.7 Dados a Coletar

Anotar, sempre, o universo estatístico (unidades x ano paraequipamentos ou km x ano para circuitos de linhas de transmissão)para cada conjunto de indicadores. Observar que deve serconsiderada a somatória de unidades monofásicas e trifásicas.

Desde que possível, separar os índices por nível de tensão emkV (para transformadores, considerar a tensão do enrolamentode alta tensão).

Anotar se a empresa considera, sistematicamente, a metodologia CDE.

Verificar se são coletados dados para os reatores shunt dosistema de transmissão. Apesar do roteiro de avaliação nãoconsiderar esse aspecto, a informação servirá para a revisão doManual de Fiscalização.

Verificar se há possibilidade presente ou futura, na empresa, decoletar dados e calcular indicadores para os demais equipamentoscomo seccionadoras, TC’s, TP’s, pára-raios de potência, etc.apesar da CDE não considerar esses equipamentos. Tambémpara avaliar uma evolução futura do Manual de Fiscalização.

6.3 METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DESUPRIMENTOS – INDICADORES DE CONTINUIDADEELETROBRÁS / DNAEE / CIER

6.3.1 Objetivo

Estabelecer padrões para o cálculo dos indicadores decontinuidade de suprimento, de forma padronizada no SetorElétrico brasileiro e da América Latina.

6.3.2 Definições Gerais

Os indicadores de desempenho do sistema de transmissão serãodenominados FREQ e DREQ, conforme as seguintes definições:

FREQ: Freqüência Equivalente de Interrupção no Suprimentode Energia

n

∑ Pi

FREQ = i=1

Dm

DREQ: Duração Equivalente de Interrupção no Suprimento deEnergia [horas]

n

∑ Pi * ti

DREQ = i=1

Dm

ENES: Energia Interrompida [MWh]

n

ENES = ∑ Pi * tii=1

Onde:Pi: Potência interrompida na ocorrência "i" [MW];ti: Duração da interrupção na ocorrência "i" [h];Dm: Demanda máxima no período estatístico considerado [MW];n: Quantidade de ocorrências com interrupção no suprimentode energia elétrica, pelo sistema de transmissão, no períodoestatístico considerado.

6.3.3 Conceitos

- Pontos de suprimento

Entende-se como ponto de suprimento, todo ponto onde háentrega de energia a outra concessionária de serviços deenergia elétrica, seja de distribuição ou mesmo de transmissão.

Esse ponto pode ser constituído de um único circuito físicoou de um conjunto de circuitos físicos, mesmo em tensõesdiferentes. Por exemplo, se há subsistema em anel no ladosuprido, é conveniente considerar como único "ponto desuprimento" todo o conjunto de circuitos que alimentamaquele subsistema. O que importa é a possibilidade e afacilidade de se medir ou estimar a potência interrompidapara aquele subsistema, numa ocorrência.

- Interrupção no suprimento

Entende-se como INTERRUPÇÃO no suprimento de energianum ponto de suprimento, a redução com relação aoprevisto, na ocorrência considerada, independentemente dofato de ter ocorrido desligamento de disjuntor no ponto desuprimento ou em qualquer outro ponto. O que se mede éo "não suprimento", e não o "desligamento". São aspectostotalmente diferentes.

Entretanto, para efeitos práticos, há metodologia onde ainterrupção é considerada apenas quando há desligamento


de disjuntor no ponto de suprimento. Esse procedimento éconceitualmente incorreto, mas o resultado se aproximados valores que seriam obtidos com correção conceitual. Apresente metodologia ELETROBRÁS/DNAEE introduz critériossemelhantes para facilitar o levantamento de dados.

- Medição da interrupção

Para pontos de suprimento onde há medição de faturamento,a leitura dos registros adquiridos permite calcular a potênciainterrompida em cada ocorrência. Com a nova regulamentaçãodo setor elétrico, haverá implantação de medição em todosos pontos de fronteira.

Para um ponto de suprimento constituído de vários circuitose pontos físicos, a medição da potência interrompia podeser um problema, se não há sistema de medição queconsidera todo o ponto de suprimento. Nesse caso, pode-seestimar a potência interrompida, com base no planejadocomparado com o realmente entregue.

6.3.4 Indicadores para o Sistema de Transmissão e Subsistemas

No caso de se desejar calcular os indicadores de continuidadepara um Sistema de Transmissão, devem ser considerados todosos PONTOS DE SUPRIMENTO desse Sistema. A potência interrompidapara uma ocorrência seria a somatória das interrupções emtodos esses pontos de suprimento. A Dmax (demanda máxima)a considerar seria a demanda máxima de suprimento doSistema, no período estatístico considerado, para o conjuntodesses pontos de suprimento considerados simultaneamente.

Deve-se observar que, se um sistema de transmissão possuiconsumidores industriais diretamente alimentados em altatensão, esse conjunto de fornecimentos seria calculado poroutra metodologia (DEC e FEC).

No caso de se desejar calcular os indicadores de continuidadepara uma dada empresa suprida, os pontos de suprimento aconsiderar seriam todos os pontos que suprem aquelaempresa, com a Dmax também daquela empresa.

E, no caso de se desejar calcular os indicadores para um únicoponto de suprimento, considera-se apenas as interrupções desseponto, sendo a Dmax aquela observada nesse ponto.

- Interrupções a considerar

São consideradas todas as interrupções no suprimento deenergia elétrica causadas pela empresa de transmissão.Essas interrupções podem ser forçadas (causadas porperturbações) ou não forçadas - programadas (causadaspor desligamentos programados).Não são consideradas as interrupções nos pontos desuprimento causadas pela área suprida e nem aquelasmotivadas por racionamento oficial.

6.3.5 Cálculos por Ponto de Suprimento

Para cada ponto de suprimento, pode-se calcular os seguintesíndices:

n∑ Pi,j

FREQ(j) = i=1

Dmax(j)

n∑ Pi,j . ti,j

DREQ(j) = i=1

Dmax(j)

n

ENES(j) = ∑ Pi,j . ti,ji=1

Onde:Pi,j: Potência interrompida na ocorrência "i", no ponto desuprimento "j";ti,j: Duração da interrupção na ocorrência "i", no ponto desuprimento "j";Dmax(j): Demanda máxima no período estatístico considerado,para o ponto de suprimento "j";n: Quantidade de ocorrências com interrupção no suprimentode energia elétrica, no ponto de suprimento "j" considerado, noperíodo estatístico considerado.

6.3.6 Cálculos por Empresa Suprida

Conforme já mencionado nos conceitos, para o cálculo dosindicadores de continuidade por empresa suprida, deve seradotado o conceito de Potência Equivalente e EnergiaEquivalente para cada ocorrência de interrupção, onde:

k

Peq = ∑ Pj , calculada para cada ocorrência.j=1

k

Eeq = ∑ Pj . tj , calculada para cada ocorrência.j=1

Onde:Pj: potência interrompida no ponto de suprimento "j";tj: duração da interrupção no ponto de suprimento "j";k: número de pontos de suprimento para a empresaconsiderada.


E os indicadores de continuidade seriam:

n∑ Peq-i

FREQ = i=1

Dmax_emp

n∑ Eeq-i

DREQ = i=1

Dmax_emp

n

ENES = ∑ Eeq-ii=1

Onde:Peq-i: Potência equivalente interrompida para a empresa naocorrência "i";Eeq: Energia equivalente interrompida para a empresa naocorrência "i";Dmax_emp: Demanda máxima para a empresa no período estatístico considerado;n: Quantidade de ocorrências com interrupção no suprimentode energia elétrica, pelo sistema de transmissão, no períodoestatístico considerado.

6.3.7 Cálculos para o Sistema de Transmissão

Conforme já mencionado nos conceitos, para o cálculo dosindicadores de continuidade de suprimento para todo um sistemade transmissão, deve ser considerado o conjunto de todas asempresas concessionárias supridas, não considerando os pontosde fornecimento para consumidores em alta tensão. Assim:

kPeq-sist = ∑ Pj , calculada para cada ocorrência.

j=1

kEeq_sist = ∑ Pj . tj , calculada para cada ocorrência.

j=1

Onde:Pj: potência interrompida no ponto de suprimento "j";tj: duração da interrupção no ponto de suprimento "j";k: número de pontos de suprimento para todas as empresassupridas pelo sistema.

E os indicadores de continuidade seriam:

n∑ Peq-sist-i

FREQ = i=1

Dmax_simult

n∑ Eeq-sist-i

DREQ = i=1

Dmax_simult

n

ENES = ∑ Eeq-sist–ii=1

Onde:Peq-sist-i: Potência equivalente para o sistema de transmissãona ocorrência "i";Eeq-sist-i: Energia equivalente para o sistema de transmissão naocorrência "i";Dmax_simult: Demanda máxima simultânea para o sistema detransmissão, no período estatístico considerado;n: Quantidade de ocorrências com interrupção no suprimentode energia elétrica, pelo sistema de transmissão, no períodoestatístico considerado.

6.3.8 Classificação dos Indicadores de Continuidade

Geralmente são calculados índices para interrupções forçadas,interrupções programadas e para o total de interrupções.

Há empresas que fazem, ainda, um detalhamento da classificaçãodas interrupções forçadas considerando grandes perturbaçõese pequenas perturbações.


COORDENAÇÃO

Aneel – Agência Nacional de Energia Elétrica

Claudio FerreiraIvan Marques de Toledo Camargo

Hélio Puttini JuniorManoel Eduardo Miranda Negrisoli

AUTORES

Escola Politécnica da USP - Universidade de São PauloDepartamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas

Aderbal de Arruda Penteado Jr.Antonio Manuel Corvo

Carlos Márcio Vieira TahanPaulo Koiti Maezono

Paulo Santos Vieira FilhoWagner da Silva Lima

COLABORADORES

UFSC – Universidade Federal de Santa Catarina

Geraldo KindermannIldemar Cassana Decker

Rubipiara Cavalcante Fernandes

EFEI – Escola Federal de Engenharia de Itajubá

Germano Lambert TorresJamil Haddad

Luis Eduardo Borges da SilvaPedro Paulo de Carvalho Mendes


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