Diário Oficial União – 16/12/2020

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Diário Oficial da União – Seção 1 nº240 – 16.12.2020

Ministério de Minas e Energia
SECRETARIA DE GEOLOGIA, MINERAÇÃO
E TRANSFORMAÇÃO MINERAL
ATOS DE 14 DE DEZEMBRO DE 2020
FASE DE REQUERIMENTO DE CONCESSÃO DE LAVRA
Outorga de Concessão de Lavra. (Cód. 4.00)
Os processos serão remetidos à Agência Nacional de Mineração, para vista e
cópias.
27203.831102/1990 – Portaria Nº 105/SGM – VALE S. A., – Minério de Ferro –
São Gonçalo do Rio Abaixo e Barão de Cocais – Minas Gerais, numa área de 130,49
hectares.
48412.866896/2008 – Portaria Nº 106/SGM – G. Pansani Comércio ME – Água
Mineral – Juara – Mato Grosso – 50,00 hectares.
27203.832245/1999 – Portaria Nº 108/SGM – Companhia Brasileira de Aluminio
– Bauxita – Poços de Caldas – Minas Gerais – 8,30 hectares.
48403.834245/2011 – Portaria Nº 109/SGM – Mineração Pico de Serra Ltda. –
Quartzo – Diamantina – Minas Gerais – 11,73 hectares.
27203.830978/2003 – Portaria Nº 110/SGM – Vórtice Consultoria Mineral Ltda.
– Minério de Ferro – Oliveira – Minas Gerais – 534,67 hectares.
48410.800167/2009 – Nº 111/SGM – Sigma Extração de Metais Ltda. – Minério
de Manganês – Choró e Quixadá – Ceará – 254,47 hectares.
FASE DE CONCESSÃO DE LAVRA
Caducidade de Portaria. (Cód. 4.99)
O processo permanecerá nesta Secretaria durante o prazo recursal, para vista e
cópias.
27211.815286/1994 – Portaria Nº 107/SGM – Valda Regina Filomeno Abreu
Mineração Ltda. – Água Mineral – São José – Santa Catarina – 40,19 hectares .
ALEXANDRE VIDIGAL DE OLIVEIRA
Secretário
SECRETARIA DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO
E N E R G É T I CO
PORTARIA Nº 437, DE 14 DE DEZEMBRO DE 2020
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso I, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 6º do Decreto nº 6.144, de 3 de julho de 2007, e no art. 4º da Portaria MME nº
318, de 1º de agosto de 2018, resolve:
Processo nº 48500.005251/2020-28. Interessada: Central Energética Alta
Mogiana S.A., inscrita no CNPJ sob o nº 36.328.479/0001-37. Objeto: Aprovar o
enquadramento no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da
Infraestrutura – REIDI do projeto de geração de energia elétrica da Central Geradora
Termelétrica denominada Central Energética Alta Mogiana, cadastrada com o Código Único
do Empreendimento de Geração – CEG: UTE.AI.SP.049301-5.01, objeto da Resolução
Autorizativa ANEEL nº 9.252, de 29 de setembro de 2020, de titularidade da Interessada.
A íntegra desta Portaria consta nos autos e encontra-se disponível no endereço eletrônico
http://www.mme.gov.br/web/guest/reidi-repenec.
PAULO CESAR MAGALHÃES DOMINGUES
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 240, quarta-feira, 16 de dezembro de 2020
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 903, DE 8 DE DEZEMBRO DE 2020
Aprova a reestruturação e a revisão dos Procedimentos de Rede e estabelece procedimentos e
critérios para alterações.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o
disposto nas Leis nº 9.648, de 27 de maio de 1998 e nº 10.848, de 15 de março de 2004, no Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004, e o que consta do Processo nº 48500.001311/2017-
38, resolve:
Art. 1º Aprovar a reestruturação e a revisão 2020.12 dos Procedimentos de Rede, conforme macroprocessos para operação do Sistema Interligado Nacional-SIN: Relacionamento
com os Agentes, Critérios e Requisitos, Planejamento da Operação, Programação da Operação, Operação do Sistema, Avaliação da Operação, Integração de Instalações, Administração dos
Contratos e Contabilização Financeira e Indicadores, conforme Quadro do Anexo I e documentos constantes no Anexo II.
Parágrafo único. Os documentos dos submódulos dos Procedimentos de Rede são classificados nos tipos: “Responsabilidades”, “Procedimental”, “Operacional”, “Critérios”,
“Requisitos”, “Metodologia”, “Definição”, “Indicadores” e “Manual de Procedimentos da Operação – MPO”.
Art. 2º As alterações nos documentos dos tipos “Responsabilidades”, “Critérios”, “Requisitos” “Procedimental”, “Metodologia” e “Indicadores” e “Definição” são aprovadas pela ANEEL.
Parágrafo único. O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, deverá realizar mensuração, sempre que possível quantitativa, dos possíveis impactos da alteração proposta,
contemplando os efeitos e riscos decorrentes, quando a iniciativa de revisão dos tipos de documentos citados no caput for do ONS e implicar afetação de direitos dos agentes
econômicos.
Art. 3º As alterações nos documentos dos tipos “Operacional” e “MPO” podem ser aprovadas pelo ONS.
Parágrafo único. As informações dos documentos dos Procedimentos de Rede aprovados pelo ONS, incluindo as justificativas para a alteração, deverão ser apresentadas à ANEEL
até 31 de março de cada ano, referente ao ano cível anterior.
Art. 4º As minutas dos documentos revisados dos submódulos, com exceção do documento tipo “MPO”, deverão ser disponibilizadas pelo ONS à sociedade para contribuições
por um período não inferior a 45 (quarenta e cinco) dias sempre que a proposta de alterações for de iniciativa do Operador.
§ 1º O ONS deverá disponibilizar para à sociedade as justificativas para a não aceitação ou para a aceitação parcial das contribuições recebidas até o encaminhamento da proposta
de alteração para ANEEL.
§ 2º As responsabilidades, produtos, prazos e etapas referentes à criação e revisão dos documentos do MPO são estabelecidas no Submódulo 1.1 – Elaboração e manutenção
do Manual de Procedimentos da Operação.
Art. 5º O ONS deverá disponibilizar em seu site os documentos dos Procedimentos de Rede por meio de ferramenta de gestão de conteúdo a partir de 1º de janeiro de 2022.
Parágrafo único. O ONS deverá garantir a rastreabilidade do processo decisório para cada versão aprovada, indicando as motivações da revisão e o início e o fim de
vigência.
Art. 6º Fica revogada a Resolução nº 675, de 18 de dezembro de 2003.
Art. 7º Esta Resolução entra em vigor em 1º de janeiro de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
ANEXO I
QUADRO – RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 903, DE 8 DE DEZEMBRO DE 2020.
. Módulo Submódulo Nome Submódulo Tipo do Documento do
Submódulo
Aprovação do
documento
. 1. Relacionamento
com Agentes
1.1 Elaboração e manutenção do Manual de Procedimentos da Operação Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 1.2 Glossário dos Procedimentos de Rede Procedimental ANEEL
. 1.3 Identificação e tratamento das não conformidades Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 2. Critérios e
Requisitos
2.1 Definição das redes do Sistema Interligado Nacional Definição ANEEL
. 2.2 Definição das instalações estratégicas Definição ANEEL
. 2.3 Premissas, critérios e metodologia para estudos elétricos Critérios ANEEL
. Metodologia ANEEL
. 2.4 Critérios para estudos energéticos e hidrológicos Critérios ANEEL
. 2.5 Critérios para operação Critérios ANEEL
. 2.6 Requisitos mínimos para subestações e seus equipamentos Requisitos ANEEL
. 2.7 Requisitos mínimos para linhas de transmissão Requisitos ANEEL
. 2.8 Requisitos mínimos para elos em corrente contínua Requisitos ANEEL
. 2.9 Requisitos mínimos de qualidade de energia elétrica para acesso ou integração à Rede Básica Requisitos ANEEL
. 2.10 Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão Requisitos ANEEL
. 2.11 Requisitos mínimos para os sistemas de proteção, de registro de perturbações e de teleproteção Requisitos ANEEL
. 2.12 Requisitos mínimos de supervisão e controle para a operação Requisitos ANEEL
. 2.13 Requisitos mínimos para Sistemas de Medição Sincronizada de Fasores Requisitos ANEEL
. 2.14 Requisitos mínimos para Sistemas de Medição para Faturamento Requisitos ANEEL
. 2.15 Requisitos mínimos para telecomunicações Requisitos ANEEL
. 2.16 Requisitos operacionais para centros de operação e instalações da Rede de Operação Requisitos ANEEL
. 3. Planejamento da
Operação
3.1 Planejamento da operação elétrica de médio prazo Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 3.2 Modernização de instalações Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 3.3 Planejamento da operação energética de médio prazo Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 3.4 Planejamento da operação elétrica com horizonte quadrimestral Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 3.5 Consolidação da previsão de carga para planejamento da operação eletroenergética Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 3.6 Estimativa do Montante Financeiro com Encargos de Serviços de Sistema Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 3.7 Planejamento anual de prevenção de cheias Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 3.8 Atualização de dados técnicos dos aproveitamentos hidroelétricos Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 3.9 Validação de dados e modelos de componentes para estudos elétricos Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 3.10 Estudos para segurança operacional elétrica Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 3.11 Análise técnica dos serviços ancilares de suporte de reativos, controle secundário de frequência e
autorrestabelecimento integral
Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 3.12 Estudos de curto-circuito Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 4. Programação da
Operação
4.1 Planejamento da operação elétrica com horizonte mensal Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 4.2 Programação de intervenções em instalações da Rede de Operação Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 4.3 Programação mensal da operação energética Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 4.4 Consolidação da previsão de carga para programação eletroenergética Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 4.5 Programação diária da operação Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 4.6 Análise e tratamento dos dados hidroenergéticos e previsão e geração de cenários de vazões Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 4.7 Atualização de informações sobre restrições hidráulicas dos aproveitamentos hidroelétricos Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 4.8 Acompanhamento e previsão meteorológica e climática Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
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. 5. Operação do
Sistema
5.1 Operação do sistema e das instalações da Rede de Operação Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.2 Execução de intervenções Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.3 Controle da geração Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.4 Controle da transmissão Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.5 Operação hidráulica de reservatórios Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.6 Operação em contingência Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.7 Gerenciamento da carga Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.8 Recomposição da Rede de Operação Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.9 Manutenção dos serviços de telecomunicações que atendem à operação do SIN Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.10 Operação teleassistida das instalações da Rede de Operação Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 5.11 Cadastro de Informações Operacionais MPO ONS
. 5.12 Instruções de Operação MPO ONS
. 5.13 Rotinas Operacionais MPO ONS
. 5.14 Ajustamentos Operativos MPO ONS
. 5.15 Regulamentos Internacionais MPO ONS
. 6. Avaliação da
Operação
6.1 Elaboração dos informes e boletins da Operação Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.2 Análise da operação, ocorrências e perturbações e acompanhamento das providências Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.3 Análise de perturbação Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 6.4 Análise de falhas em equipamentos e linhas de transmissão Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.5 Apuração da geração e de indisponibilidade de empreendimentos de geração Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 6.6 Apuração dos serviços ancilares Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.7 Apuração de indisponibilidade, restrição da capacidade operativa e sobrecarga nas instalações de
transmissão da Rede Básica e das Interligações Internacionais
Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 6.8 Apuração dos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 6.9 Acompanhamento da manutenção de equipamentos e linhas de transmissão Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 6.10 Avaliação do desempenho dos serviços de telecomunicações que atendem à operação do SIN Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.11 Manutenção e avaliação dos sistemas de supervisão e controle Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.12 Análise estatística de desligamentos forçados e do desempenho dos sistemas de proteção Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.13 Diagnóstico dos sistemas de proteção e controle Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.14 Monitoramento dos Esquemas Regionais de Alívio de Carga Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.15 Gerenciamento da qualidade da energia elétrica da Rede Básica Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.16 Manutenção do Sistema de Medição para Faturamento Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 6.17 Coleta de dados de medição para faturamento Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 7. Integração de
Instalações
7.1 Acesso às instalações de transmissão Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 7.2 Classificação da modalidade de operação de usinas Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 7.3 Verificação da conformidade das instalações de transmissão aos requisitos Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 7.4 Estudos pré-operacionais de integração de instalações da Rede de Operação Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 7.5 Implantação de Sistemas Especiais de Proteção Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 7.6 Implantação das proteções de caráter sistêmico Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 7.7 Avaliação de enchimento de reservatório e emissão de declaração para integração de reservatório Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 7.8 Avaliação do impacto do acesso ou integração à Rede Básica de instalações que contenham
elementos não lineares ou especiais
Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 7.9 Implantação dos serviços de supervisão e controle para a operação Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 7.10 Implantação e análise do sistema de registro de perturbações Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 7.11 Implantação do Sistema de Medição para Faturamento Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 7.12 Implantação dos serviços de telecomunicações para atendimento às necessidades do Sistema
Interligado Nacional
Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 7.13 Emissão de declaração de atendimento aos Procedimentos de Rede para instalações de geração Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 7.14 Emissão de declaração de atendimento aos Procedimentos de Rede para instalações de distribuição,
autoprodutor com carga maior que geração, consumidor livre e agente de exportação ou
importação de energia
Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 7.15 Emissão de Termo de Liberação para instalações de transmissão Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 7.16 Conexão à Transmissão e Inspeções e Ensaios nas Instalações de Conexão Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 8. Administração de
Contratos
8.1 Administração dos Contratos Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 8.2 Disponibilização de dados para cálculo tarifário Responsabilidades ANEEL
. Operacional ONS
. 8.3 Apuração de serviços e encargos da transmissão e encargos setoriais Responsabilidades ANEEL
. Procedimental ANEEL
. 9. Indicadores 9.1 Indicadores de confiabilidade da Rede Básica Indicadores ANEEL
. 9.2 Indicadores de desempenho de equipamentos e linhas de transmissão e das funções transmissão e
geração
Indicadores ANEEL
. 9.3 Indicadores de desempenho dos sistemas de proteção Indicadores ANEEL
. 9.4 Indicadores de desempenho das programações eletroenergéticas, de manutenção e de intervenção Indicadores ANEEL
. 9.5 Indicadores de atendimento às recomendações Indicadores ANEEL
. 9.6 Indicadores de desempenho dos sistemas de supervisão e controle e dos serviços de
telecomunicações
Indicadores ANEEL
. 9.7 Indicadores de qualidade de energia elétrica da Rede Básica Indicadores ANEEL
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RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 906, DE 8 DE DEZEMBRO DE 2020
Aprova o Módulo 4 – Prestação dos Serviços das Regras
dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, a
revisão do Módulo 1 – Glossário das Regras dos Serviços
de Transmissão de Energia Elétrica e dá outras
providências.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso
de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o
disposto na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de
1996, na Lei Complementar nº 95, de 26 de fevereiro de 1998, na Lei nº 13.726, de 8 de
outubro de 2018, no Decreto nº 10.139 de 28 de novembro de 2019, no que consta do
Processo nº 48500.004611/2020-74, resolve:
Art. 1º Incluir, o Módulo 4 – Prestação dos Serviços das Regras dos Serviços de
Transmissão de Energia Elétrica, anexado a essa resolução, nos Anexos da Resolução Normativa
nº 905, de 2020.
Art. 2º Aprovar a revisão do Módulo 1 – Glossário das Regras dos Serviços de
Transmissão de Energia Elétrica.
DA CONSOLIDAÇÃO DAS REGRAS DE TRANSMISSÃO
Art. 3º Ficam revogadas:
I -a Resolução nº 513, de 16 de setembro de 2002;
II -a Resolução Normativa nº 191, de 12 de dezembro de 2005;
III – a Resolução Normativa nº 669, de 14 de julho de 2015;
IV – a Resolução Normativa nº 729, de 28 de junho de 2016;
V – a Resolução Normativa nº 782, de 19 de setembro de 2017;
VI – a Resolução Normativa nº 853, de 13 de agosto de 2019.
Art. 4º Esta Resolução entra em vigor no dia 1º de janeiro de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Regras dos Serviços de Transmissão de
Energia Elétrica
. Revisão Motivo da Revisão Instrumento de aprovação
pela
ANEEL
Período de vigência
. 0 Primeira versão aprovada
(após realização da CP
XXX/20XX)
Resolução Normativa nº
XXX/20XX
A partir de
XX/XX/20XX
. 1 Complemento do glossário
com a consolidação do
Módulo 4
(após realização da CP
XXX/20XX)
Resolução Normativa nº
XXX/20XX
A partir de
XX/XX/20XX
MÓDULO 1 – GLOSSÁRIO
SEÇÃO 1.0 – INTRODUÇÃO 3
1 OBJETIVO 3
2 ABRANGÊNCIA 3
3 CONTEÚDO 3
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 3
5 REFERÊNCIAS 3
6 ANEXOS 3
SEÇÃO 1.1 – GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS DAS REGRAS DE TRANSMISSÃO
4
1 OBJETIVO 4
2 ASPECTOS GERAIS 4
3 GLOSSÁRIO 4
4 REFERÊNCIAS 16
5 ANEXOS 17
SEÇÃO 1.0 – INTRODUÇÃO
1 OBJETIVO
1.1Apresentar glossário com as definições de termos empregados na
regulamentação do setor de transmissão de energia elétrica.
2 ABRANGÊNCIA
2.1 Os termos e as respectivas definições colocadas neste módulo se aplicam a
todos os documentos que compõem as Regras de Transmissão.
3 CONTEÚDO
3.1 O módulo é composto de duas seções:
a)Seção 3.0 – INTRODUÇÃO;
b) Seção 3.1 – GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS DAS REGRAS DE
T R A N S M I S S ÃO ;
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO
4.1 A presente versão complementa o documento anterior com as definições
trazidas na consolidação do Módulo 4.
5 REFERÊNCIAS
5.1 Não há referências nesta seção.
6 ANEXOS
6.1 Não há anexos nesta seção.
SEÇÃO 1.1 – GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS DAS REGRAS DE
T R A N S M I S S ÃO
1 OBJETIVO
1.1 Estabelecer as definições de siglas, termos e expressões utilizados nas
Regras de Transmissão.
2 ASPECTOS GERAIS
2.1 O Glossário de Termos Técnicos das Regras de Transmissão é um
documento para consulta dos usuários das Regras de Transmissão. Ele apresenta a lista de
siglas, termos e expressões que são utilizados nos módulos das Regras de Transmissão,
com as suas respectivas definições, de maneira a uniformizar os entendimentos e dirimir
dúvidas e ambiguidades.
3 GLOSSÁRIO
3.1A Tabela a seguir apresenta os termos, siglas, expressões e suas respectivas
definições, bem como os módulos em que se encontram nas Regras de Transmissão.
Tabela 1 – Glossário das Regras de Transmissão
Termo Sigla Definição Módulos
AC ES S A N T E —- DISTRIBUIDORA, GERADOR, autorizada de
importação e/ou exportação de energia
elétrica, bem como o CONSUMIDOR
LIVRE.
3, 4
A M P L I AÇ ÃO —-
Implantação de novas INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO, incluindo linhas de
transmissão e subestações, determinadas
pelo poder concedente, resultantes de
uma nova concessão de transmissão.
3, 4
Atraso na Entrada em
Operação
—
Período de indisponibilidade
compreendido entre a zero hora do dia
seguinte ao estabelecido para entrada
em operação comercial de uma nova
Função Transmissão (FT) e o início de sua
operação comercial.
4
CAPACIDADE OPERATIVA —-
Capacidade de transmissão de energia
elétrica de uma FT em condições de
operação normal e de emergência.
3, 4
Capacidade Operativa de CR —-
Corresponde ao valor nominal da
corrente estabelecida no projeto de um
equipamento de controle de reativo
(CR).
4
CAPACIDADE OPERATIVA DE
CURTA DURAÇÃO
—-
Capacidade de transmissão de energia
elétrica de uma FT em condição de
operação de emergência.
4
Capacidade Operativa de
Curta Duração de LT
—-
Valor da corrente que uma linha de
transmissão (LT) pode transportar em
condições de emergência, em
conformidade com a Norma Técnica
ABNT NBR 5422:1985.
4
Capacidade Operativa de
Curta Duração de TR
—-
Corresponde ao ciclo de carregamento de
um transformador de potência (TR) em
condições de emergência de longa
duração, em conformidade com a Norma
Técnica ABNT NBR5356-7:2017.
4
CAPACIDADE OPERATIVA DE
LONGA DURAÇÃO
—-
Capacidade de transmissão de energia
elétrica de uma FT em condição de
operação normal.
4
Capacidade Operativa de
Longa Duração de LT
—-
Valor especificado em projeto, para a
corrente de uma linha de transmissão
(LT) em condições normais de operação,
em conformidade com a Norma Técnica
ABNT NBR 5422:1985.
4
Capacidade Operativa de
Longa Duração de TR
—-
Corresponde ao ciclo de carregamento de
um transformador de potência (TR) em
condições normais de operação, em
conformidade com a Norma Técnica
ABNT NBR5356-7:2017.
4
Capacidade Operativa
Sazonal de LT
—-
Valor especificado em projeto, para a
corrente de uma linha de transmissão
(LT) nas condições de operação verão-dia,
verão-noite, inverno-dia e inverno-noite.
4
Condição de emergência —-
Aquela decorrente do desligamento de
uma Função Transmissão (FT) por motivo
de contingência no sistema.
4
CONSUMIDOR LIVRE —-
CONSUMIDOR atendido em qualquer
tensão, que tenha exercido a opção de
compra de energia elétrica, conforme as
condições estabelecidas na legislação.
3
CONTRATO DE
COMPARTILHAMENTO DE
INSTALAÇÕES DE
T R A N S M I S S ÃO
CCI Contrato que estabelece os
procedimentos técnico-operacionais e
responsabilidades comerciais e civis para
regular o compartilhamento de
instalações entre TRANSMISSORAS.
3
CONTRATO DE CONEXÃO ÀS
INSTALAÇÕES DE
T R A N S M I S S ÃO
CC T Contrato celebrado entre o ACESSANTE e
a TRANSMISSORA estabelecendo as
responsabilidades pela implantação,
operação e manutenção das instalações
de conexão e os respectivos encargos,
bem como as condições comerciais, nos
pontos de conexão.
3, 4
CONTRATO DE PRESTAÇÃO
DE SERVIÇO DE
T R A N S M I S S ÃO
CPST Contrato a ser celebrado entre o ONS e
as TRANSMISSORAS, que estabelece os
termos e as condições para prestação de
serviço público de transmissão de energia
elétrica aos usuários, por uma
concessionária detentora de
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
pertencentes à REDE BÁSICA, sob
administração e coordenação do ONS.
3,4
CONTRATO DE USO DO
SISTEMA DE TRANSMISSÃO
CUST Contrato celebrado entre o ACESSANTE e
o ONS, estabelecendo as condições
técnicas e as obrigações relativas ao uso
das instalações de transmissão,
integrantes da REDE BÁSICA incluindo a
prestação de serviços de transmissão, sob
supervisão do ONS, assim como a de
serviços de coordenação e controle da
operação do Sistema Interligado Nacional
– SIN, pelo ONS.
3
DEMAIS INSTALAÇÕES DE
T R A N S M I S S ÃO
DIT INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
destinadas ao uso exclusivo ou
compartilhado de ACESSANTES, não
classificadas como Rede Básica, e
definidas segundo critérios estabelecidos
no art. 4º da REN nº 67, de 2004.
3, 4
Desligamento Programado —- indisponibilidade de FT, programada
antecipadamente em conformidade com
o estabelecido nos Procedimentos de
Rede.
4
DISTRIBUIDORA —- Concessionária ou permissionária de
serviço público de distribuição de energia
elétrica, e empresa designada para
prestação do serviço público de
distribuição de energia elétrica, nos
termos da legislação.
3
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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Duração Equivalente da
Indisponibilidade na FT –
Conversora
—- Ponderação da Duração Real da
Indisponibilidade na FT – Conversora pela
redução da capacidade de transmissão de
potência decorrente da Indisponibilidade
na FT – Conversora.
4
Duração Real da
Indisponibilidade na FT –
Conversora
—- Tempo entre o início e o término de uma
Indisponibilidade na FT – Conversora.
4
EMPRESA DE PESQUISA
ENERGÉTICA
EPE Instituída nos termos da Lei nº 10.847, de
15 de março de 2004, que tem por
finalidade prestar serviços na área de
estudos e pesquisas destinadas a
subsidiar o Planejamento do Setor
Energético, tais como energia elétrica,
petróleo e gás natural e seus derivados,
carvão mineral, fontes energéticas
renováveis e eficiência energética, dentre
outras.
3
Família de FT — Conjunto de FT, que apresenta
homogeneidade nos indicadores
característicos de desempenho e que
cumpre função análoga no sistema
elétrico, conforme identificado no Anexo
I da Seção 4.3 do Módulo 4 das Regras
de Transmissão.
4
Fator Limitante —- condição que impede uma Função
Transmissão (FT) de garantir plenamente
as capacidades operativas estabelecidas
nos termos das Regras de Transmissão.
4
FUNÇÃO TRANSMISSÃO FT Conjunto de instalações funcionalmente
dependentes, considerado de forma
solidária para fins de apuração da
prestação de serviços de transmissão,
compreendendo o equipamento principal
e os complementares, conforme disposto
no Anexo I da Seção 4.1 do Módulo 4 das
Regras de Transmissão.
3, 4
GERADOR —- Titular de outorga ou registro de geração
de energia elétrica nos termos da
legislação.
3
GRUPO DE FT —- Conjunto de FUNÇÕES TRANSMISSÃO – FT
definido no contrato de concessão ou ato
autorizativo, cuja entrada em operação
comercial deve ocorrer na mesma data.
3
Horas Equivalentes —- Somatório, em horas decimais, da
Duração Equivalente das
Indisponibilidades na FT Conversora
ocorridas em um período.
4
IMPORTADOR E/OU
EXPORTADOR DE ENERGIA
—- Titular de autorização federal para
importar/exportar energia elétrica, nos
termos da legislação.
3
Indisponibilidade de
Urgência na FT –
Conversora
—- Indisponibilidade na FT – Conversora
solicitada em regime de urgência e
aprovada pelo ONS, em conformidade
com o estabelecido nos Procedimentos
de Rede;
4
Indisponibilidade na FT –
Conversora
—- Condição interna à FT – Conversora em
que haja redução da capacidade de
transmissão de potência ou
impossibilidade de utilização de seus
equipamentos para manobra ou
operação.
4
Indisponibilidade
Programada na FT –
Conversora
—- Indisponibilidade na FT – Conversora
solicitada antecipadamente e aprovada
pelo Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS, em conformidade com o
estabelecido nos Procedimentos de
Rede.
4
INSTALAÇÕES DE
T R A N S M I S S ÃO
—- Instalações para prestação do serviço
público de transmissão de energia
elétrica, abrangidas pelas Resoluções n°
166 e 167, de 2000, acrescidas das
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
autorizadas por resolução específica da
ANEEL, aquelas integrantes de
concessões de serviço público de
transmissão outorgadas desde 31 de
maio de 2000 e, ainda, as INSTALAÇÕES
DE TRANSMISSÃO que tenham sido
cedidas, doadas ou transferidas a
TRANSMISSORA .
3, 4
INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA DESTINADAS A
I N T E R L I G AÇÕ ES
I N T E R N AC I O N A I S
II INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
destinadas a interligações internacionais,
definida segundo critérios estabelecidos
em regulamento específico.
Intervenção de Urgência —- Intervenção solicitada com antecedência
inferior a 24 (vinte e quatro) horas, com
relação ao horário do desligamento, ou
com antecedência entre 24 (vinte e
quatro) horas e 48 (quarenta e oito)
horas, com relação ao horário do
desligamento e sem que seja possível ao
Operador Nacional do Sistema Elétrico –
ONS programar as condições operativas
do Sistema Interligado Nacional (SIN).
4
MANUAL DE CONTROLE
PATRIMONIAL DO SETOR
E L É T R I CO
MCPSE
Manual elaborado pela ANEEL com
objetivo de padronizar os procedimentos
de controle patrimonial adotados no
setor elétrico.
3
MELHORIA —- É a instalação, substituição ou reforma
de equipamentos em INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO existentes, ou a
adequação destas instalações, visando
preservar a prestação de serviço
adequado de transmissão de energia
elétrica, conforme disposto na Lei n°
8.987, de 13 de fevereiro.
3, 4
MINISTÉRIO DE MINAS E
ENERGIA
MME Órgão do Poder Executivo responsável
pelos assuntos de geologia, recursos
minerais e energéticos, regime
hidrológico e fonte de energia hidráulica,
mineração e metalurgia, indústria do
petróleo e de energia elétrica, inclusive
nuclear.
3
OPERAÇÃO COMERCIAL
COM PENDÊNCIAS
—-
Operação de uma FT ou GRUPO DE FT
integrado ao SIN sem PENDÊNCIAS
IMPEDITIVAS e com PENDÊNCIAS NÃO
IMPEDITIVAS PRÓPRIAS.
3
OPERAÇÃO COMERCIAL
DEFINITIVA
—- Operação de uma FT ou GRUPO DE FT
integrado ao SIN sem pendências.
3
OPERAÇÃO EM TESTE —- Período no qual uma FT ou Grupo de FT
é energizado para que o ONS e a
TRANSMISSORA verifiquem o seu
comportamento para operação integrada
ao SIN;
3
OPERADOR NACIONAL DO
SISTEMA ELÉTRICO
ONS Agente, instituído pela Lei nº 9.648, de
1998, com redação dada pela Lei nº
10.848, de 2004, responsável pela
coordenação e controle da operação de
geração e da transmissão de energia
elétrica do SIN.
3, 4
Outras Indisponibilidades na
FT – Conversora
—- Indisponibilidades na FT – Conversora
que não podem ser classificadas nem
como Indisponibilidade Programada na
FT – Conversora e nem como
Indisponibilidade de Urgência na FT –
Conversora.
4
Outros Desligamentos —- Quaisquer indisponibilidades de FT não
considerada como Desligamento
Programado.
4
Padrão de Frequência de
Outros Desligamentos
—- Número máximo admissível de Outros
Desligamentos de uma FT, no período
contínuo móvel de 12 (doze) meses,
conforme estabelecido no Anexo I da
Seção 4.3 do Módulo 4 das Regras de
Transmissão.
4
Pagamento Base PB Parcela equivalente ao duodécimo da
Receita Anual Permitida (RAP), associada
à plena disponibilização das instalações
de transmissão que compõem uma
Função Transmissão (FT).
4
PARCELA VARIÁVEL PV Parcela a ser deduzida do PAGAMENTO
BASE (PB) de uma FT devido à
diminuição da qualidade do serviço
prestado por essa FT.
4
Parcela Variável de FT –
Conversora
PVC Parcela a ser deduzida do Pagamento
Base (PB) de uma FT – Conversora devido
a Indisponibilidades na FT – Conversora.
4
Parcela Variável por Atraso
na Entrada em Operação
PVA Parcela a ser deduzida do PB de uma FT
devido a Atraso na Entrada em Operação
da FT.
4
Parcela Variável por
Indisponibilidade
PVI Parcela a ser deduzida do PB de uma FT
por Desligamento Programado ou Outros
Desligamentos.
4
Parcela Variável por
Restrição Operativa
PVRO parcela a ser deduzida do PB de uma FT
por redução da capacidade operativa da
FT.
4
PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS
DE CARÁTER SISTÊMICO
PCS Restrições sistêmicas identificadas pelo
ONS que impossibilitam a operação
integrada ao SIN de uma FT ou GRUPO
DE FT.
3, 4
PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS
DE TERCEIROS
PIT Pendências de TRANSMISSORAS,
DISTRIBUIDORAS, GERADORES,
consumidores ou
importadores/exportadores apontados
como terceiros que impossibilitam a
operação integrada de uma FT ou
GRUPO DE FT ao SIN.
3, 4
PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS
PRÓPRIAS
PIP Pendências próprias que impossibilitam a
operação integrada de uma FT ou
GRUPO DE FT ao SIN.
3
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PENDÊNCIAS NÃO
IMPEDITIVAS PRÓPRIAS
PNP Pendências próprias que não
impossibilitam a operação integrada de
uma FT ou GRUPO DE FT ao SIN, mas
impossibilitam a entrada em OPERAÇÃO
COMERCIAL DEFINITIVA.
3
Período Noturno —- intervalo de tempo entre o horário do
crepúsculo e do amanhecer, conforme
disposto nos Procedimentos de Rede.
4
Período Preferencial de
Manutenção
—- Janela temporal preferencial para a
realização de manutenções preventivas,
dentro do período de baixa utilização da
FT – Conversora, previamente definida
pelo ONS para cada ano civil.
4
PLANO DE AMPLIAÇÕES E
R E FO R ÇO S
PAR Documento elaborado anualmente pelo
ONS, com a participação dos agentes
associados, que apresenta as ampliações,
as melhorias e os reforços nas
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do SIN,
necessários para preservar ou atingir o
adequado desempenho da rede, garantir
o funcionamento pleno do mercado de
energia elétrica e possibilitar o livre
acesso aos agentes, no seu horizonte de
análise.
3
PLANO DE MODERNIZAÇÃO
DE INSTALAÇÕES
PMI Documento elaborado pelo ONS que
relaciona intervenções classificadas como
melhorias a serem implementadas em
instalações sob responsabilidade de
TRANSMISSORAS, e intervenções
classificadas como melhorias ou reforços
a serem implementadas em instalações
sob responsabilidade de DISTRIBUIDORA
ou GERADOR.
3, 4
PROCEDIMENTOS DE REDE —- Documentos de caráter normativo que
estabelecem os requisitos técnicos
necessários para a operação, das
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, bem
como as atividades de supervisão,
coordenação e controle do SIN.
3, 4
PROGRAMA MENSAL DE
I N T E R V E N Ç ÃO
—- Planejamento de intervenções, de
periodicidade mensal, em INSTALAÇÕES
DE TRANSMISSÃO a fim de garantir a
integridade dos equipamentos e de
minimizar os riscos para o sistema.
4
RECEITA ANUAL PERMITIDA RAP Receita anual a que a concessionária tem
direito pela prestação do serviço público
de transmissão, aos usuários, a partir da
entrada em operação comercial das
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO.
3, 4
REDE BÁSICA RB INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do
Sistema Interligado Nacional – SIN, sob
concessão das TRANSMISSORAS, definida
segundo critérios estabelecidos no art.
3º da REN nº 67, de 2004.
3, 4
R E FO R ÇO —- Conforme definido na Seção 3.1 do
Módulo 3, é a instalação, substituição ou
reforma de equipamentos em instalações
de transmissão existentes, ou a
adequação destas instalações, para
aumento de capacidade de transmissão,
de confiabilidade do SIN, de vida útil ou
para conexão de ACESSANTE.
3, 4
SISTEMA INTERLIGADO
N AC I O N A L
SIN Conjunto de instalações e de
equipamentos que possibilitam o
suprimento de energia elétrica nas
regiões do país interligadas
eletricamente, conforme regulamentação
aplicável.
3, 4
TERMO DE LIBERAÇÃO TL Documento emitido pelo ONS que
autorização a entrada em operação em
teste, em operação comercial ou o
recebimento de receita para FUNÇÕES
TRANSMISSÃO – FT IMPLANTADAS PELAS
TRANSMISSORAS.
3, 4
TERMO DE LIBERAÇÃO COM
PENDÊNCIAS
TLP Documento que autoriza, a partir da
data especificada, a OPERAÇÃO
COMERCIAL COM PENDÊNCIAS das FT ou
GRUPO DE FT discriminados.
3
TERMO DE LIBERAÇÃO
DEFINITIVO
TLD Documento que autoriza, a partir da
data especificada, a OPERAÇÃO
COMERCIAL DEFINITIVA das FT ou
GRUPO DE FT discriminados.
3
TERMO DE LIBERAÇÃO DE
R EC E I T A
TLR Documento que, a partir da data
especificada, dá o direito ao recebimento
de parcela de RECEITA ANUAL
PERMITIDA – RAP das FT ou GRUPO DE
FT discriminados, quando houver
PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS DE TERCEIROS
ou PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS DE
CARÁTER SISTÊMICO e não houver
PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS PRÓPRIAS.
3
TERMO DE LIBERAÇÃO
PARA TESTE
T LT Documento que autoriza a
TRANSMISSORA a executar a OPERAÇÃO
EM TESTE das FT ou GRUPO DE FT
discriminados;
3
TRANSMISSORA —- Concessionária de serviço público de
transmissão ou equiparada a
concessionária de serviço público de
transmissão, conforme art. 17 da Lei nº
9.074, de 7 de julho de 1995.
3, 4
4 REFERÊNCIAS
Lei nº 8.422, de 13 de maio de 1992.
Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.
Decreto n° 1.717, de 24 de novembro de 1995.
Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998.
Decreto n° 2.655, de 2 de julho de 1998.
Processo SIC n° 48500.003812/2000-67.
Decreto n° 4.932, de dezembro de 2003, com redação dada pelo Decreto n°
4.970, de 30 de janeiro de 2004.
Processo SIC nº 48500.001222/2004-04.
Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004.
Audiência Pública nº 017/2011, realizada no período de 31 de março de 2011
até 03 de maio de 2011.
Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012.
Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
Processo SIC nº 48500.002258/2017-92.
5 ANEXOS
5.1 Não há anexos nesta seção.
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Regras dos Serviços de Transmissão de
Energia Elétrica
Módulo 4 – Prestação dos Serviços
. Revisão Motivo da Revisão Instrumento de aprovação
pela
ANEEL
Período de vigência
. 0 Primeira versão aprovada
(após realização da AP
064/2020)
Resolução Normativa nº
XXX/20XX
A partir de
XX/XX/20XX
MÓDULO 4 – Prestação dos Serviços
SEÇÃO 4.0 – INTRODUÇÃO 4
1 OBJETIVO 4
2 ABRANGÊNCIA 4
3 CONTEÚDO 4
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 5
5 REFERÊNCIAS 5
6 ANEXOS 5
SEÇÃO 4.1 – CAPACIDADE OPERATIVA 6
1 OBJETIVO 6
2 ASPECTOS GERAIS 6
3 CAPACIDADE OPERATIVA DE LINHA DE TRANSMISSÃO (LT) 7
4 CAPACIDADE OPERATIVA DE TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA (TR) 8
5 FATORES LIMITANTES 11
6 CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (CPST) 12
7REFERÊNCIAS 13
8 ANEXOS 14
SEÇÃO 4.2 – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO 31
1 OBJETIVO 31
2 ASPECTOS GERAIS 31
3 PLANO DE MANUTENÇÃO 31
4 MANUTENÇÃO BASEADA NA CONDIÇÃO OU NA CONFIABILIDADE 33
5 REFERÊNCIAS 33
6 ANEXOS 34
SEÇÃO 4.3 – QUALIDADE 43
1 OBJETIVO 43
2 ASPECTOS GERAIS 43
3 APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL 43
4 CÁLCULO E LIMITES DA PARCELA VARIÁVEL 46
5 ISENÇÕES NA APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL 51
6 CRITÉRIOS ESPECIAIS NA APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL 55
7 PROCEDIMENTOS DE LIQUIDAÇÃO 57
8 REFERÊNCIAS 58
9 ANEXOS 58
SEÇÃO 4.0 – INTRODUÇÃO
1 OBJETIVO
1.1Estabelecer as Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica no
sistema elétrico brasileiro, no que diz respeito à prestação do serviço.
2 ABRANGÊNCIA
2.1Os dispositivos deste módulo deverão ser observados por todos os
prestadores de serviço público de transmissão do sistema elétrico brasileiro.
3 CONTEÚDO
3.1O módulo é composto de quatro seções:
a)Seção 4.0 – INTRODUÇAO;
b)Seção 4.1 – CAPACIDADE OPERATIVA: estabelece os procedimentos para a
determinação da CAPACIDADE OPERATIVA das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO integrantes
da REDE BÁSICA (RB) e das DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (DIT), componentes do
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN), bem como define as FUNÇÕES TRANSMISSÃO (FT).
Adicionalmente, estabelece os procedimentos para determinação de adicional financeiro
devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil em INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO do sistema elétrico e as condições e conteúdos que devem ser incluídos nos
CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (CPST);
c)Seção 4.2 – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO: regulamenta os
Requisitos Mínimos de Manutenção e o monitoramento da manutenção de instalações de
transmissão de REDE BÁSICA; e
d)Seção 4.3 – QUALIDADE: estabelece as disposições relativas à qualidade do
serviço público de transmissão de energia elétrica, associada à disponibilidade e à
CAPACIDADE OPERATIVA das instalações sob responsabilidade de TRANSMISSORAS
integrantes da REDE BÁSICA e das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
DESTINADAS A INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (II) que se conectam à REDE BÁSICA .
3.2Este Módulo e seus Anexos constam dos autos e estarão disponíveis no
endereço www.aneel.gov.br/biblioteca.
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO
4.1 A presente versão é a original.
5 REFERÊNCIAS
5.1 Não há referências nesta seção.
6 ANEXOS
6.1 Não há anexos nesta seção.
SEÇÃO 4.1 – CAPACIDADE OPERATIVA
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152020121600127
127
Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 240, quarta-feira, 16 de dezembro de 2020
1 OBJETIVO
1.1Estabelecer os procedimentos para a determinação da CAPACIDADE
OPERATIVA das instalações de transmissão integrantes da REDE BÁSICA (RB) e das DEMAIS
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (DIT), componentes do SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
(SIN), bem como definir as FUNÇÕES TRANSMISSÃO (FT).
1.2Estabelecer os procedimentos para determinação de adicional financeiro
devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil em INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO do sistema elétrico.
1.3Estabelecer condições e conteúdos que devem ser incluídos nos CONTRATOS
DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (CPST) celebrados entre as TRANSMISSORAS
e o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
2 ASPECTOS GERAIS
2.1As FUNÇÕES TRANSMISSÃO (FT) estão dispostas no Anexo I dessa seção.
2.2O ONS cumprirá suas atribuições com autonomia para utilizar a CAPACIDADE
OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO e a DE CURTA DURAÇÃO das instalações de transmissão
integrantes da REDE BÁSICA, durante o regime normal de operação e em CONDIÇÕES DE
EMERGÊNCIA, observadas as limitações impostas nesta Seção.
2.2.1Essas disposições também deverão ser observadas pelo ONS e pelas
TRANSMISSORAS, no que couber, para a operação das linhas de transmissão (LT), dos
transformadores de potência (TR) e das instalações de controle de reativo (CR) integrantes das DIT.
2.3Os dados e procedimentos para uso de INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO,
definidos nesta Seção, deverão compor documentos operativos a serem integrados aos
Procedimentos de Rede ou Acordo Operativo do respectivo CONTRATO DE CONEXÃO ÀS
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO – CCT e serão utilizados, respectivamente, pelo ONS e/ou
pela TRANSMISSORA para a coordenação e operação do SIN.
2.3.1As alterações posteriores na CAPACIDADE OPERATIVA das instalações de
transmissão serão contempladas, de imediato, nos documentos operativos.
2.4A TRANSMISSORA deverá submeter, ao ONS, relatório técnico para justificar
a utilização de CAPACIDADES OPERATIVAS inferiores àquelas estabelecidas nesta Seção,
disponibilizando-o aos demais agentes participantes do ONS, para manifestação, até 30
(trinta) dias após a data da respectiva entrega.
2.4.1O ONS emitirá laudo técnico fundamentado sobre o relatório técnico, em
até 90 (noventa) dias após o recebimento, disponibilizando-o à ANEEL para fins de
auditoria e fiscalização.
2.5A CAPACIDADE OPERATIVA DE CR será utilizada no âmbito do SIN, para
qualquer condição de operação, nos termos da respectiva especificação técnica.
2.6As linhas de transmissão (LT), chaves seccionadoras (CH), os disjuntores (DJ)
e transformadores de corrente (TC), as bobinas de bloqueio, os equipamentos para
compensação série e os barramentos e conexões não serão compensados por adicionais
financeiros em decorrência de operação que ultrapasse a respectiva capacidade nominal.
2.7As disposições estabelecidas nesta Seção aplicam-se, no que couber, à
CAPACIDADE OPERATIVA das instalações de transmissão dos sistemas isolados, sem
prejuízo do disposto nos respectivos Contratos de Concessão.
3 CAPACIDADE OPERATIVA DE LINHA DE TRANSMISSÃO (LT)
3.1A CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE LT será implementada
conforme modelo de cálculo de capacidade de linhas de transmissão de 69 kV até 750 kV,
descrito no Anexo II dessa seção.
3.2A CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO DE LT, admissível durante
CONDIÇÃO DE EMERGÊNCIA, será obtida pela multiplicação do valor da CAPACIDADE
OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE LT, pelo fator correspondente à temperatura
especificada no projeto para a linha de transmissão, de acordo com a Tabela 1 e Anexo III
dessa seção.
Tabela 1 – Fator de correção para CONDIÇÃO DE EMERGÊNCIA.
Temperatura de Projeto [°C]
50 55 60 64 65 70 75 80 90
. Fa t o r 1,42 1,33 1,26 1,24 1,23 1,19 1,17 1,15 1,12
3.3As CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E DE CURTA DURAÇÃO DE LT
poderão ser inferiores às definidas neste Capítulo, observado o disposto no item 2.4 desta
Seção, desde que:
a)a linha de transmissão tenha sido projetada de acordo com norma técnica
diversa da ABNT NBR 5422:1985;
b)exista FATOR LIMITANTE que impeça a utilização da capacidade plena da linha
de transmissão; e/ou
c)a linha de transmissão tenha sido objeto de licitação e o respectivo edital
tenha estabelecido CAPACIDADE OPERATIVA da instalação inferior às definidas neste
Capítulo.
3.4O ONS, a partir das metodologias estabelecidas nesta Seção, tendo como
base as informações e os dados meteorológicos próprios e das TRANSMISSORAS, deverá
determinar as CAPACIDADES OPERATIVAS SAZONAIS DE LT, as quais serão adotadas como
valores de referência para a operação das linhas de transmissão.
3.4.1Os valores das CAPACIDADES OPERATIVAS SAZONAIS DE LT serão
incorporados aos documentos operativos dos Procedimentos de Rede, para fins da
coordenação e operação do SIN.
3.4.2As CAPACIDADES OPERATIVAS SAZONAIS DE LT integrantes das DIT deverão
estar contempladas no respectivo CCT, conforme a sistemática estabelecida no neste
Capítulo.
4 CAPACIDADE OPERATIVA DE TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA (TR)
4.1A CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE TR será utilizada pelo
ONS para as condições normais de operação, conforme a Norma Técnica ABNT NBR vigente
quando da fabricação do equipamento.
4.2A CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO DE TR será utilizada pelo
ONS durante contingência decorrente do desligamento prolongado de uma FT, podendo
repetir-se, periodicamente, o ciclo de carregamento resultante, até que a referida FT
retorne à condição normal de operação.
4.3O ONS, a partir das informações da TRANSMISSORA e conforme Anexo IV
desta seção, deverá estabelecer e incorporar, aos documentos operativos dos
Procedimentos de Rede, o método de cálculo, os valores e os procedimentos para
aplicação de carga em transformadores de potência integrantes da REDE BÁSICA, em
condições normais e em CONDIÇÃO de EMERGÊNCIA.
4.3.1A utilização dos TR com carga até a respectiva corrente nominal não
dependerá do disposto no item anterior, salvo quando a TRANSMISSORA elaborar
justificativa nos termos do item 2.4 desta Seção.
4.3.2A utilização de TR com carga até 30% acima da respectiva corrente
nominal, nas condições estabelecidas para CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DU R AÇ ÃO
DE TR, deverá obedecer aos requisitos estabelecidos e incorporados aos documentos
operativos dos Procedimentos de Rede.
4.3.3O carregamento de emergência de curta duração de TR, conforme
disposto na Norma Técnica ABNT vigente quando da fabricação do equipamento, será
utilizado em situações de contingência no SIN como último recurso operativo antes do
corte de carga, mediante monitoramento da TRANSMISSORA e acordo com o ONS,
contempladas as condições estabelecidas e incorporadas aos documentos operativos dos
Procedimentos de Rede.
4.3.4O disposto no item 4.3 também deveraì ser incorporado aos CCT para
aplicação de carga em TR integrantes das DIT.
4.4As CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA e DE CURTA DURAÇÃO DE TR e o
carregamento de emergência poderão ter valores inferiores aos definidos neste Capítulo,
observado o disposto no Capítulo 2 desta Seção, para situações em que:
o equipamento tenha sido ensaiado e fabricado de acordo com condições diversas
das estabelecidas nas Normas Técnicas ABNT NBR 5356:1993 e ABNT NBR 5416:1997;
b)exista FATOR LIMITANTE que impeça a utilização plena do equipamento; e
c)as características básicas do óleo e do papel isolantes, identificadas pela
manutenção, estejam fora das especificações recomendadas pela Norma Técnica ABNT
NBR 5356-7:2017 até que as medidas corretivas sejam implementadas conforme
programação ajustada com o ONS.
4.4.1A eventual declaração ou documentação emitida por fabricante, em
divergência com as Normas Técnicas ABNT não exime a TRANSMISSORA da
responsabilidade pelo cumprimento das normas técnicas brasileiras.
Adicional Financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de
vida útil em TR
4.5Os TR poderão ser compensados por adicional financeiro quando operarem
acima da potência nominal, correspondente ao último estágio do sistema de resfriamento,
de acordo com as condições e procedimentos deste Subcapítulo e atendendo a premissa
básica de que se trata de condição excepcional de operação que não altera os critérios
praticados para expansão do sistema elétrico.
4.5.1Os procedimentos para o cálculo do adicional financeiro ao duodécimo da
receita anual permitida (RAP) das TRANSMISSORAS, por sobrecargas que ocasionem perda
adicional de vida útil em TR, integrantes ou não da Rede Básica, bem como a determinação
dos responsáveis pelo pagamento desse adicional, devem seguir o estabelecido neste
subcapítulo.
4.6Considerar-se-á que existe perda adicional de vida útil em TR, devido à
sobrecarga, no período em que a temperatura do ponto mais quente do seu enrolamento
for superior àquela que acarreta perda de vida útil equivalente a uma expectativa
referencial de quarenta anos, tendo como base a “Teoria de Arrhenius”.
4.7Não será devido adicional financeiro por perda adicional de vida útil em TR
nas seguintes condições:
quando não ocorrer ultrapassagem da potência nominal correspondente ao
último estágio do sistema de resfriamento, independentemente da temperatura atingida
nos enrolamentos ou no óleo; e
b)quando a sobrecarga for originada de falha em equipamento da própria
TRANSMISSORA, devido a sua ação ou omissão, ou decorrente de atraso de obras de sua
responsabilidade.
4.8Quando for caracterizada condição de carregamento acima da potência
nominal em TR integrantes da REDE BÁSICA, passível de adicional financeiro, as
TRANSMISSORAS poderão requerer ao ONS esse adicional, em base mensal, calculado
conforme a metodologia constante do Anexo IV desta Seção.
4.8.1O requerimento deverá ser formalizado quando o Fator de Perda de Vida
Útil “VS”, calculado para o mês completo da(s) ocorrência(s) de sobrecarga, resultar maior
que a unidade.
4.8.2O requerimento deverá ser acompanhado de relatório, com o
detalhamento do cálculo do Fator de Carregamento “S” e do adicional financeiro
correspondente, utilizando os dados e parâmetros indicados, neste Subcapítulo, para
análise e aprovação.
4.8.3Os dados necessários para o cálculo do carregamento são as correntes de
carga do TR, coletadas em intervalos de tempo regulares de quinze minutos, e as
temperaturas ambiente em intervalos de, no máximo, uma hora.
4.8.4Quando não se dispuser dos registros de temperatura ambiente no local
de instalação do TR, poderão ser utilizados os registros de temperatura média
correspondente ao mês em análise, obtidos da série de dados mais representativa de
estação do Instituto Nacional de Meteorologia – INMET, existente em local mais próximo
do transformador em questão.
4.8.5Para o cálculo do Fator de Carregamento “S” deverão ser utilizados os
seguintes parâmetros:
classe térmica de cinquenta e cinco ou sessenta e cinco graus Celsius;
b)corrente nominal correspondente ao último estágio do sistema de
resfriamento;
c)designação do sistema de resfriamento; e
d)características resultantes dos ensaios de elevação de temperatura, conforme
a seguir:
para os transformadores de potência (TR) fabricados a partir de 17 de setembro
de 2002, as TRANSMISSORAS deverão utilizar as características resultantes dos ensaios
realizados pelo fabricante ou empresa especializada; e
para os demais transformadores de potência (TR) deverão ser utilizadas,
preferencialmente, as características citadas no inciso anterior, ou na inexistência destas,
aquelas determinadas conforme Norma Técnica ABNT NBR vigente quando da fabricação
do equipamento.
4.8.6Aprovado o requerimento, o adicional financeiro será incluído na próxima
APURAÇÃO MENSAL DE SERVIÇOS E ENCARGOS (AMSE), de acordo com os Procedimentos
de Rede.
4.9O pagamento do adicional financeiro, devido a sobrecargas que ocasionem
perda adicional de vida útil nos TR integrantes da REDE BÁSICA, não poderá ser repassado
aos consumidores, devendo ser considerado como encargo de responsabilidade dos
agentes, e será atribuído:
ao(s) usuário(s) identificado(s), quando a condição de operação dos TR em
sobrecarga for originada por demandas acima dos valores contratados, em conformidade
com os Procedimentos de Rede;
b)ao agente quando a sobrecarga for decorrente de sua ação ou omissão; e
c)a todos os usuários da REDE BÁSICA, na proporção direta do uso contratado
ao sistema de transmissão, quando a condição de operação em sobrecarga não for
atribuível a agente do setor.
4.10As TRANSMISSORAS proprietárias de TR não integrantes da REDE BÁSICA
poderão requerer adicional financeiro aos usuários conectados aos equipamentos em
sobrecarga, conforme as condições e os critérios estabelecidos no item 4.8, devendo o
requerimento ser encaminhado ao(s) usuário(s) responsável(eis) pela sobrecarga para os
procedimentos de análise e liquidação do referido adicional.
4.10.1Os critérios e os procedimentos de análise e liquidação deverão ser
estabelecidos nos CCT.
4.10.2O pagamento do adicional financeiro não poderá ser repassado aos
consumidores, devendo ser considerado como encargo de responsabilidade dos usuários,
sendo o rateio entre eles realizado conforme a proporção de uso dos TR acima dos valores
da demanda contratada.
4.11Os dados de carregamento dos TR serão disponibilizados ao usuário em
tempo real, quando por ele solicitado, que arcará com o ônus pela implementação do
sistema necessário.
4.12A aprovação do requerimento de adicional financeiro e o respectivo
pagamento somente serão efetivados se obedecidas as seguintes condições:
a)para os TR integrantes da REDE BÁSICA: desde que as TRANSMISSORAS
tenham declarado antecipadamente ao ONS os parâmetros de cada transformador,
necessários ao cálculo da sobrecarga, e eventuais FATORES LIMITANTES e restrições
operativas relevantes que possam ser consideradas para estabelecer uma condição
operativa segura; e
b)para os TR não integrantes da REDE BÁSICA: desde que as partes envolvidas
tenham celebrado o termo aditivo aos CCT, contendo as informações indicadas na alínea
a), bem como os procedimentos para análise e liquidação do adicional financeiro.
5 FATORES LIMITANTES
5.1Os FATORES LIMITANTES das CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA e DE
CURTA DURAÇÃO das instalações de transmissão podem ocorrer nas seguintes situações:
a)superação da capacidade nominal dos equipamentos complementares de
linha de transmissão, transformador de potência e equipamento de controle de reativo;
b)interferências na faixa de servidão da linha de transmissão, tais como:
obstáculos e/ou particularidades do terreno, que provoquem a redução da sua distância
mínima de segurança;
c)deficiência no estado normal de operação, com a consequente redução das
CAPACIDADES OPERATIVAS de transformadores de potência, pelos motivos expostos no
Capítulo 4 desta Seção.
5.2Os FATORES LIMITANTES DAS CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA e DE
CURTA DURAÇÃO das instalações de transmissão tornam-se ativos quando sua existência
provocar aumento no custo de operação ou de expansão do SIN, ou, ainda, quando
restringir o uso pleno da CAPACIDADE OPERATIVA declarada de uma FT.
5.2.1Na hipótese da existência de FATORES LIMITANTES ativos, a TRANSMISSORA
deverá submeter ao ONS proposta técnica contemplando a forma mais econômica para os
eliminar, comparando-a com outros tipos de solução que possam ser utilizados.
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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5.2.2Quando a TRANSMISSORA submeter proposta de eliminação de FATOR
LIMITANTE ativo, o ONS emitirá laudo técnico fundamentado, disponibilizando-o à ANEEL
para auditoria e fiscalização das instalações.
5.2.3O ONS proporá, em documento específico, para situações que provoquem
aumento de custo, as adequações a serem implementadas pela TRANSMISSORA para
eliminação de FATORES LIMITANTES ativos em instalações de transmissão de interesse
sistêmico, indicando o prazo necessário, após consulta à respectiva TRANSMISSORA .
5.2.4Durante o prazo de implementação das adequações ou substituições, os
FATORES LIMITANTES ativos serão considerados como restrição operativa temporária,
acarretando a correspondente redução da CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇ ÃO
e/ou da DE CURTA DURAÇÃO das instalações afetadas.
5.2.5Quando a eliminação de FATORES LIMITANTES for considerada pelo ONS
como inviável técnica ou economicamente, a CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA
DURAÇÃO e/ou a DE CURTA DURAÇÃO das instalações afetadas será permanentemente
reduzida, sem prejuízo para a TRANSMISSORA.
6 CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (CPST)
6.1O ONS celebrará CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO
(CPST) com as TRANSMISSORAS, devendo contemplar, dentre outras condições e
informações:
a)a administração e coordenação, pelo ONS, da prestação dos serviços de
transmissão de energia elétrica por parte das TRANSMISSORAS aos ACESSANTES da REDE
BÁ S I C A ;
b)a autorização ao ONS para representar as TRANSMISSORAS na celebração dos
CONTRATOS DE USO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO (CUST), bem como administrar a
cobrança e a liquidação dos encargos de uso do sistema de transmissão e a execução das
garantias, por conta e ordem das TRANSMISSORAS;
c)as condições técnicas dos serviços a serem prestados;
d)os regulamentos operativos a serem observados;
e)a receita anual, estabelecida pela ANEEL, referente às instalações de
transmissão disponibilizadas ao ONS;
f)a sujeição aos procedimentos de rede;
g)os aspectos de qualidade e confiabilidade dos serviços;
h)a sujeição a novos procedimentos de caráter geral estabelecidos em
resolução da ANEEL;
i)as CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA DURAÇÃO DE LT;
j)as CAPACIDADES OPERATIVAS DE CURTA DURAÇÃO DE LT;
k)as CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA DURAÇÃO DE TR;
l)as CAPACIDADES OPERATIVAS DE CURTA DURAÇÃO DE TR;
m)as CAPACIDADES OPERATIVAS DE CR;
n)os FATORES LIMITANTES; e
o)as FUNÇÕES TRANSMISSÃO e respectivos PAGAMENTOS BASE (PB).
6.1.1As alterações posteriores na CAPACIDADE OPERATIVA ou no PAGAMENTO
BASE das FUNÇÕES TRANSMISSÃO serão incorporadas ao CPST ou CCT após cada reajuste
tarifário da TRANSMISSORA .
7 REFERÊNCIAS
§§ 1° e 2°, art. 6°, da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
Arts. 3°, inciso I, e 15, § 6°, da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995.
Arts. 3°, incisos I e II, e 4°, incisos VII e XVI, Anexo I, do Decreto n° 2.335, de
6 de outubro de 1997.
Art 9°, parágrafo único, da Lei n° 9.648, de 27 de maio de 1998.
Arts. 6°, §§ 2° e 3°, e 7°, incisos IV e V, do Decreto n° 2.655, de 2 de julho de
1998.
Art.12, § 1° da Resolução n° 247, de 13 de agosto de 1999.
Resoluções n° 166 e 167, ambas de 31 de maio de 2000.
Processo SIC n° 48500.000610/1999-21.
Processo SIC n° 48500.002105/2004-78.
Nota Técnica nº 038/2005-SRT/ANEEL, de 14 de novembro de 2005.
Audiência Pública n° 046, de 24 de fevereiro de 2005.
ABNT NBR 5422:1985, de 28 de fevereiro de 1985.
ABNT NBR 5356-7:2017, de 1° de agosto de 2017.
Processo SIC n° 48500.001701/2000-25.
Audiência Pública n° 010, de 18 de dezembro de 2000.
8 ANEXOS
8.1 ANEXO I – FUNÇÃO TRANSMISSÃO (FT).
8.2ANEXO II – Cálculo da Capacidade Operativa de Longa Duração de Linhas
Aéreas de Transmissão
8.3ANEXO III – Metodologia para Definição do Limite de Carregamento de
Linhas de Transmissão em Regime de Curta Duração
8.4 ANEXO IV – Critérios básicos para o cálculo do fator de carregamento
ANEXO I – FUNÇÃO TRANSMISSÃO (FT)
. F U N Ç ÃO
T R A N S M I S S ÃO ( F T )
EQUIPAMENTO PRINCIPAL EQ U I P A M E N T O S
CO M P L E M E N T A R ES
. LINHA DE
TRANSMISSÃO (LT)
Linha de Transmissão Equipamentos das entradas de
LT, Reator em derivação,
equipamento de compensação
série, não manobráveis sob
tensão a ela conectados e
aqueles associados ao
equipamento principal.
. T R A N S FO R M AÇ ÃO
(TR)
Transformador de potência Equipamentos de conexão,
limitadores de corrente e de
aterramento de neutro,
reguladores de tensão e
defasadores, e demais
equipamentos associados ao
equipamento principal.
. CONTROLE DE
REATIVO (CR)
Reator em derivação e
compensador série manobráveis
sob tensão, banco de capacitor,
compensador síncrono e
compensador estático.
Equipamentos de conexão e
transformador de potência e
aqueles associados ao
equipamento principal.
. CONVERSORA (CV) Conversoras e transformadores
das conversoras
Equipamentos de conexão,
filtros CC e CA, reatores de
alisamento, eletrodos de terra,
linha dos eletrodos de terra,
sistemas de controle, controle
mestre, equipamentos reserva,
equipamentos de interligação
de barra em vão contendo
apenas equipamentos da função
conversora e demais
equipamentos associados aos
equipamentos principais.
. MÓDULO GERAL
(MG)
Malha de aterramento, terreno,
sistemas de telecomunicações,
supervisão e controle comuns ao
empreendimento, cerca,
terraplenagem, drenagem,
grama, embritamento,
arruamento, iluminação do pátio,
proteção contra incêndio, sistema
de abastecimento de água,
esgoto, canaletas, acessos,
edificações, serviços auxiliares,
área industrial, sistema de ar
comprimido comum às funções,
transformador de aterramento e
de potencial e reator de barra
não manobrável sob tensão, e
equipamentos de interligação de
barra e barramentos.
Equipamentos de conexão e
aqueles associados ao
equipamento principal.
ANEXO II – CÁLCULO DA CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE LINHAS
AÉREAS DE TRANSMISSÃO
1.1.Apresenta-se a seguir o modelo para cálculo da capacidade operativa de
longa duração de linhas aéreas de transmissão, cujos critérios estão baseados nas
recomendações do WG 22-12 do CIGRÉ, publicado na Revista ELECTRA número 144 de
Outubro de 1992.
1.2.O modelo desenvolvido utiliza a equação clássica do equilíbrio térmico,
onde todo o calor recebido (ganho) é igual ao calor perdido (perda).
1.3.Entende-se como Ampacidade de uma Linha de Transmissão com
condutores aéreos, a sua capacidade de carregamento em períodos de longa duração, com
os condutores submetidos às condições geo-ambientais específicas.
1.4.Considerando a obrigatoriedade da utilização de valores normatizados, os
valores de Ta, V e RS (ver definições abaixo) deverão ser definidos de acordo com o item
5.2.2 da ABNT NBR 5422:1985.
1.5.Os termos usados nas equações do modelo, descritas adiante, estão
definidos nas legendas abaixo.
Tabela 2 – Definições de termos usados nas equações do modelo
. Pc Perda de calor por convecção (W/m)
. Pr Perda de calor por radiação (W/m)
. Qs Ganho de calor por aquecimento solar (W/m)
. Qc Ganho de calor por efeito Joule (W/m)
. RTC Resistência elétrica (AC ou DC) do condutor na temperatura Tc (/m)
. aAC Coeficiente de variação da Resistência DC por unidade de Grau Celsius
. aDC Coeficiente de variação da Resistência AC por unidade de Grau Celsius
. V Velocidade do vento (m/s)
. Ta Temperatura ambiente (oC)
. Tc Temperatura de projeto (oC)
. RS Radiação global (W/m2
)
. IAC Corrente de projeto em CA (ampacidade) (A)
. IDC Corrente de projeto em DC (ampacidade) (A)
. RDC Resistência elétrica do condutor em DC a 20oC(/m)
. RAC Resistência elétrica do condutor em AC a 20oC(m)
. D Diâmetro do cabo (m)
. D Diâmetro dos fios de alumínio da camada externa (m)
. e Coeficiente de emissividade do condutor
. as Coeficiente de absorção do condutor
. RR Rugosidade do cabo
. Tf Média entre as temperaturas do condutor e do ar (oc)
. lf Condutividade térmica do ar na temperatura Tf (W/m.K)
. nf Viscosidade cinemática do ar na temperatura Tf (m2
/s)
. Re Número de Reynolds
. Nu Número de Nusselts
. Gr Número de Grashof
. Npra Número de Prandl
. DRA Densidade Relativa do Ar
. H Altura média da LT (m)
. d Ângulo de incidência (ataque) do vento (o
)
. G Aceleração da gravidade (9,81 m/s2
)
1.Equação de equilíbrio térmico no condutor:
1.1.A partir da equação de equilíbrio térmico, tem-se:
2.Cálculo de Qj :
2.1. Os ganhos de calor por efeito Joule (Qj) podem ser calculados a partir
dos valores de Resistência fornecidos pelos fabricantes de condutores, a partir das
equações seguintes:
onde:
R T C AC : Resistência do Condutor (AC) para a temperatura de projeto (TC)
2.2.Caso se disponha apenas de valores de Resistência e Coeficiente de
Variação para corrente contínua, a expressão pode ser reescrita como:
2.3.Neste caso, deve-se proceder à conversão da Corrente em DC para
Corrente em AC, conforme descrito no item 6 deste anexo.
3.Cálculo de Pc:
3.1.A perda de calor por convecção pode ser determina através das
equações seguintes:
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3.1 Número de Nusselts para Convecção Forçada (v > 0,5 m/s)
3.1.1.O Número de Nusselts (Nu) é calculado em função de dois
coeficientes, de acordo com a Eq.9:
onde:
Re: é o número de Reynolds.
3.1.2.O número de Reynolds pode ser calculado pela Eq.10:
onde:
e VF é a viscosidade cinemática, determinada pela Eq.12:
3.1.3. Os coeficientes B2 e m2, usados na Eq.9, são obtidos a partir da
tabela a seguir:
Tabela 3 – Coeficientes B2 e m2
. Faixa de Rugosidade Faixa de Re B2 m2
. 0,05< RR < 0,718 100 < Re < 2650 0,641 0,471
. RR < 0,05 2650 < Re < 50 000 0,178 0,633
. 0,05< RR< 0,718 2650 < Re < 50 000 0,048 0,800
3.1.4.Para que se possa utilizar a tabela, a rugosidade (RR) é calculada em
função do diâmetro do cabo e do diâmetro do tento de alumínio:
3.1.5.O número de Nusselts (Eq.9) é calculado para um ângulo de incidência
do vento sobre o eixo da LT igual a 90°. Caso se tenha valores medidos do ângulo de
incidência do vento diferentes de 90°, o Número de Nusselts deve ser corrigido pela
expressão:
onde:
3.2.Número de Nusselts para Convecção natural (v = 0)
3.2.1.No caso de se considerar convecção natural, o Número de Nusselts
passa a ser calculado em função dos Números de Prandl e Grashof:
3.2.2.Definidos estes números, o Número de Nusselts é calculado pela
Eq . 1 7 :
3.2.3.Os valores de A2 e m2 são obtidos pelas tabelas a seguir:
Tabela 4 – Valores de A2 e m2
. Gr*NPRA A2 m2
. De At é
. 100 10000 0,850 0,188
. 10000 1000000 0,480 0,250
3.3.Número de Nusselts para Convecção mista – a baixas velocidades do
vento (V < 0,5 m/s)
3.3.1.Para velocidades de vento entre 0 m/s e 0,5 m/s, o valor de Pc deve
ser o maior que for calculado por um dos três processos a seguir:
a)Fixa-se um ângulo de incidência igual a 45°, e calcula-se Pc conforme Eq.
6 e 14;
b)Calcula-se o valor de Pc com a Eq.6 e com NU = 0,55*NU90;
c)Usa-se a Eq.6 com NU calculado pela Eq.17.
4.Cálculo de Pr :
4.1.Para o cálculo da perda de calor por radiação, utiliza-se a seguinte
equação:
onde:
s = 5,67 x 10-8 (constante de Stefan-Boltzmann)
4.2.O valor de e varia entre 0,27 para cabos novos e 0,95 para cabos
envelhecidos em ambiente industrial. O valor sugerido pelo CIGRÉ é de 0,50.
5.Cálculo de Qs:
5.1.Para calcular o ganho de calor por aquecimento, deve-se utilizar o valor
da radiação incidente global na altura da LT, obtido através de medição. Este valor já
engloba todas as possíveis correções, e resulta em correção zero para a altitude da LT.
Caso não se tenham valores medidos, deverá ser utilizado o valor de 1000W/m2
conforme previsto no item 5.2.2 da ABNT NBR 5422:1985. A equação para o cálculo
do ganho de calor por aquecimento devido à radiação solar é:
5.2.O valor de as varia entre 0,27 para cabos novos e 0,95 para cabos
envelhecidos em ambiente industrial. O valor sugerido pelo CIGRÉ é de 0,50.
6.Conversão do valor da Corrente em DC para Corrente em AC
6.1.No caso de se utilizar valores de Resistência e Coeficiente de Variação
para corrente contínua, para o cálculo dos ganhos de calor por efeito Joule (Qj),
conforme descrito no item 2 anterior, deve-se proceder à conversão da Corrente em
DC para Corrente em AC. Este procedimento é feito conforme o tipo de condutor,
conforme descrição abaixo:
6.1 Para condutores com 3 camadas de tentos de alumínio:
6.2.Para condutores com 1 ou 2 camadas de tentos de alumínio calculase:
7.Ampacidade
7.1.Finalmente, tendo sido calculados os valores de Pc, Pr e Ps, bem como
o valor de RTc, obtém-se a ampacidade a partir da Eq.26:
ANEXO III
METODOLOGIA PARA DEFINIÇÃO DO LIMITE DE CARREGAMENTO DE LINHAS DE
TRANSMISSÃO EM REGIME DE CURTA DURAÇÃO
1.Conceituação de Emergência
1.1.A definição de operação em emergência encontra-se no item 3.5 da
ABNT NBR 5422:1985: “situação em que a linha transporta corrente acima do valor
nominal do projeto, durante período de tempo considerados curtos em relação ao
período anual de operação”.
1.2.As condições de emergência são conceituadas no item 10.4 da ABNT
NBR 5422:1985. Segundo este item, os períodos de emergência devem obedecer aos
seguintes critérios:
a)Ter duração inferior a 4 dias, e
b)O somatório das emergências em base anual não deve exceder a 5% do
total de horas em regime normal de operação (aproximadamente 432 horas).
2.Delimitação da Condição de Emergência
2.1.O carregamento de linhas de transmissão (LT), na condição de
emergência, não deve violar os dispositivos contidos na ABNT NBR 5422:1985. Assim,
os condicionantes a serem observados na definição dos limites de carregamento de
curta duração são:
a)A corrente em condição de emergência deve ser um valor superior à
corrente normal, limitada em sua duração; e
b)As distâncias de segurança especificadas para as condições de emergência
devem ser respeitadas durante a operação nestas condições.
3.Temperatura Máxima nos Cabos Condutores
3.1.O carregamento na LT, associado a um conjunto de variáveis
meteorológicas, onde predominam a temperatura ambiente, a velocidade e direção do
vento e a radiação solar, deve levar os condutores a operarem em uma temperatura
estável, desenvolvendo uma determinada flecha e, conseqüentemente, uma distância
vertical para o solo ou elementos conflitantes sob os condutores (máquinas agrícolas,
pessoas, veículos, etc).
3.2.A temperatura máxima admissível nos cabos condutores está definida na
seção 5.2.2 da ABNT NBR 5422:1985.
4.Metodologia
4.1.O projeto de uma LT deve considerar a operação em regimes de curta
duração, chamados de “operação em emergência”, nos quais se admite uma redução
nas distâncias de segurança verticais.
4.2.Esta metodologia define fatores multiplicativos para o cálculo dos
valores dos limites de corrente em regimes de operação de curta duração embasados
na ABNT NBR 5422:1985.
4.3.Está sendo considerada, para todas as classes de tensão, a menor
redução da distância de segurança vertical para o solo admitida na ABNT NBR
5422:1985, para regiões accessíveis apenas a máquinas agrícolas determinada para as
LT da classe de 230 kV, (igual a 0,59 m, representativo do pior caso, já que todas as
demais são superiores a 1,0 m).
4.4.Este valor está associado a um aumento de temperatura nos cabos
condutores e, consequentemente, às correntes máximas admissíveis, considerando as
condições ambientais determinadas para o regime de longa duração (o que torna ainda
mais conservativo o resultado). Este encadeamento é ilustrado na Figura 1, abaixo:
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Figura 1 – Metodologia para Determinação da Corrente de Curta Duração (TA
= Temperatura Ambiente; V = Velocidade do Vento; RS = Radiação Solar)
4.5.Utilizando-se este modelo, foi determinado o aumento de temperatura
associado à redução das distâncias de segurança verticais em 0,59 m, obtendo-se um
valor de 16,4 °C superior ao considerado para o projeto da LT. Este valor definiu o valor
da corrente a considerar na Operação em Regime de Curta Duração (emergência).
4.6.A partir desta Corrente, determinou-se um fator multiplicativo (fator de
sobrecorrente), apresentado de forma generalizada e determinado pela relação entre os
dois valores de corrente: o de Curta Duração e o de Longa Duração, obtidos para diversos
tipos de cabos condutores e diversas temperaturas de projeto.
4.7.Considerando a necessidade da metodologia abranger todas as LT do
sistema elétrico brasileiro e a inexistência de determinações para o estabelecimento das
distâncias de segurança para LT de classes de tensão superiores a 230 kV na ABNT NBR
5422:1985, foi efetuada uma análise adicional baseada nos seguintes pontos principais:
a)A ABNT NBR 5422:1985, em seus itens 3.5 – caracterizador do regime de
operação em emergência – e 5.2.2.1 – que determina a verificação da ocorrência de
temperaturas superiores à de projeto, estabelece a existência de correntes de emergência
independentemente da classe de tensão da LT;
b)O National Electrical Safety Code – NESC, em sua edição 2002, extensamente
utilizado no projeto de Linhas de Transmissão em nível mundial, permite o uso de
distâncias reduzidas de segurança, conforme as tabelas 232-3 e 232-4 do documento
N ES C ;
c)Com base nestas tabelas e dados típicos relativos às classes de tensão
superiores a 230 kV, determinaram-se as distâncias de segurança, aplicando-se o modelo
apresentado na Figura 1;
4.8.Os valores de redução de distâncias de segurança obtidos através desta
metodologia resultaram, para as classes de tensão superiores a 230 kV, em valores
superiores ao de 0,59 m proposto, o que torna conservativo o seu uso.
4.9.Considerando, finalmente, que além das distâncias de segurança, nenhum
outro fator envolvido no cálculo é função da classe de tensão da LT, pode-se concluir que
os fatores multiplicativos (fatores de sobrecorrente) determinados para a operação das LT
em regime de Operação de Curta Duração (Emergência) para as LT de classe de tensão
até 230 kV, pode ser estendido para todas as classes de tensão de forma
conservativa.
5.Conclusão
5.1.Com base nos resultados obtidos, são estabelecidas as seguintes
determinações para a operação em Regime de Curta Duração (Emergência):
a)Os limites de carregamento das LT de qualquer classe de tensão entre 69 e
750 kV, para operação em regimes de curta duração, serão dados pelos limites de
carregamento obtidos através da metodologia descrita no Anexo II dessa seção em regime
normal de operação, multiplicados pelo fator multiplicativo (fator de sobrecorrente),
conforme a Temperatura de Projeto (Temperatura do Condutor) utilizada para o projeto
da LT, de acordo com a tabela a seguir:
Tabela 5 – Fator de correção para condição de emergência
Temperatura de Projeto (Graus Celsius)
50 55 60 64 65 70 75 80 90
. Fa t o r 1,42 1,33 1,26 1,24 1,23 1,19 1,17 1,15 1,12
b)Estes fatores independem da bitola dos condutores utilizados ou do seu tipo
(AAC, ACSR ou ACAR);
c)Os valores de fatores multiplicativos acima definidos devem ser considerados
como valores mínimos, independentemente de qualquer outra condição de projeto ou
operação.
ANEXO IV – CRITÉRIOS BÁSICOS PARA O CÁLCULO DO FATOR DE
C A R R EG A M E N T O
1.Geral
1.1.Este Anexo apresenta os critérios básicos para o cálculo do Fator de
Carregamento “S” necessário ao estabelecimento de adicional financeiro devido a
sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil e aumento do risco de falha em
transformadores.
2.Fator de Carregamento “S”
2.1.Este fator é suportado pelo modelo simplificado de reação química
baseado na teoria desenvolvida por Arrhenius, conforme disposto na Norma Técnica ABNT
NBR 5416:1997. O fator “S” resulta da média ponderada do produto dos fatores “Vs”
(perda de vida útil do transformador) e “Vf” (aumento do risco de falha) pelos intervalos
de tempo em que o ciclo de carga de interesse foi estratificado, dentro do mês da
ocorrência de sobrecarga.
Isto é:
onde:
S: fator de carregamento;
Vsi: fator multiplicador associado à perda de vida útil, em cada um dos
intervalos de tempo –ti no qual o período do ciclo de carga foi estratificado;
Vfi: fator multiplicador associado ao risco adicional de falha, em cada um
dos intervalos de tempo –ti no qual o período do ciclo de carga foi estratificado;
–ti: intervalo de tempo, de 15 minutos, no qual o período do ciclo de carga
foi estratificado; e
n: número de intervalos de tempo –ti, no período de um mês em que
houve ocorrência de carregamento do transformador acima da sua potência
nominal.
2.1 Fator Multiplicador “Vs”
2.1.1.O fator multiplicador “Vs” é determinado, em um intervalo do ciclo de
carga, pela relação entre a perda de vida útil da isolação do transformador na
condição de carga atual e a perda de vida útil normal para uma expectativa de vida
de 40 anos. As perdas de vida são calculadas conforme a “teoria de Arrhenius”. Este
fator, com característica exponencial, é dependente da temperatura absoluta (Kelvin)
do ponto mais quente do enrolamento e das constantes A e B associadas à expectativa
de vida da isolação de celulose.
Isto é:
¸Perda de Vida Útil Normal (Expectativa de Vida de 40 anos):
¸Perda de Vida Útil em um Intervalo do Ciclo de Carga:
dividindo-se (Eq. 3) por (Eq. 2) resulta:
onde:
Vs: fator multiplicador associado à perda de vida útil;
A: constante da curva de expectativa de vida da isolação de papel
para transformador de classe 55°C: A=-14,133 pu;
para transformador de classe 65°C: A=-13,391 pu;
B: constante da curva de expectativa de vida da isolação de papel
B=6972.15; e
–es: temperatura (°C) do ponto mais quente do enrolamento do
transformador no intervalo de tempo do ciclo de carga.
2.2.Fator Multiplicador “Vf”
2.2.1.O fator multiplicador “Vf”, associado ao aumento do risco de falha de
um transformador operando em sobrecarga, é derivado da análise de confiabilidade do
transformador. A taxa de falha em sobrecarga é estimada a partir da taxa de falha
típica, corrigida com o fator multiplicador de sobrecarga “Vfs” obtido a partir da
“teoria de Arrhenius”.
Isto é:
¸Taxa de Falha de Transformador em um Período de Tempo
onde:
F: taxa de falha (%/ano) do transformador no período –T considerado;
–T: período de tempo (ano) de expectativa referencial de vida útil; e
TXf: taxa de falha (%/ano) típica de transformador de potência do Sistema
Elétrico Brasileiro.
2.2.2.Assim, é considerado o período de –T (ano) para a expectativa
referencial de vida útil de um transformador e a taxa de falha em condição de
sobrecarga proporcional ao fator multiplicador de sobrecarga “Vfs”, para a
determinação do fator multiplicador “Vf”. O valor deste fator, em base mensal,
representa a média ponderada dos valores de “Vf”, determinados em cada intervalo de
tempo do ciclo de carga.
Isto é:
onde:
Vfs: fator multiplicador associado à perda de vida útil (relacionada àquela
com a temperatura limite do ponto mais quente do enrolamento);
–T: período de tempo (ano) de expectativa referencial de vida útil; e
TXf: taxa de falha (%/ano) típica de transformador de potência do Sistema
Elétrico Brasileiro.
2.2.3.O fator multiplicador Vfs é determinado, em um intervalo de tempo
do ciclo de carga, pela relação entre a perda de vida da isolação do transformador na
condição de carga atual e a perda de vida verificada na condição de carga com
temperatura limite do ponto mais quente do enrolamento.
Isto é:
¸Perda de Vida na Temperatura Limite:
¸Perda de Vida em um Intervalo do Ciclo de Carga:
2.2.4.sendo as temperaturas absolutas limite e em carga dadas,
respectivamente, por:
2.2.5.Dividindo-se (Eq. 8) por (Eq. 7) e introduzindo (Eq. 9) e (Eq. 10) resulta:
onde:
B: constante da curva de expectativa de vida da isolação de papel
B=6972.15;
–en: temperatura (°C) limite do ponto mais quente do enrolamento, conforme
a seguir:
para transformador de classe 55°C: –en = 40+55+10=105°C
para transformador de classe 65°C: –en = 40+65+15=120°C; e
–es: temperatura (ºC) do ponto mais quente do enrolamento do
transformador no intervalo de tempo do ciclo de carga.
1.1.Adicional Financeiro por Sobrecarga
Quando houver um carregamento acima da potência nominal de um
transformador, calcula-se o fator “Vs” para cada ciclo de carga dentro do mês em que foi
constatada a sobrecarga. Se o fator “Vs” mensal resultante for maior que a unidade,
procede-se o cálculo do correspondente Fator de Carregamento “S”. Este fator será
multiplicado pelo PAGAMENTO BASE (PB), resultando um valor de Receita Parcial do
equipamento no mês, que, diminuído do PAGAMENTO BASE, resultará no adicional
financeiro a ser creditado à TRANSMISSORA proprietária do equipamento.
Isto é:
Adicional Financeiro = S.PB – PB = PB.(S – 1)
onde:
S: fator de carregamento resultante no período de um mês; e
PB: PAGAMENTO BASE correspondente ao transformador em sobrecarga.
2.3.Valores Referenciais para uso deste Anexo:
a)A taxa de falha típica de transformador do Sistema Elétrico Brasileiro
operando sob condições normais, sem sobrecarga, corresponde ao valor TXf =1,73%/ano,
conforme Relatório Técnico do GCOI “RT.SCM.CDE.026 – Análise Estatística de
Desempenho de Transformadores – 1998”; e
b)A expectativa referencial de vida útil de transformadores –T é de 40
(quarenta) anos, conforme Resolução ANEEL n° 044, de 17 de março de 1999.
SEÇÃO 4.2 – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO
1 OBJETIVO
1.1Regulamentar os Requisitos Mínimos de Manutenção e o monitoramento
da manutenção de instalações de transmissão de REDE BÁSICA.
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152020121600131
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Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 240, quarta-feira, 16 de dezembro de 2020
2 ASPECTOS GERAIS
2.1Ficam estabelecidos os Requisitos Mínimos de Manutenção das instalações
de transmissão de REDE BÁSICA, conforme Anexo I.
2.1.1A observância dos Requisitos Mínimos de Manutenção não exime a
TRANSMISSORA da responsabilidade pela qualidade da manutenção das instalações de
transmissão ou de eventual responsabilização em caso de sinistro de equipamentos.
2.2A TRANSMISSORA deverá manter o histórico dos laudos técnicos e das
grandezas físicas monitoradas e o registro dos resultados de comissionamentos, inspeções,
ensaios, medições e manutenções executadas em equipamentos e linhas de transmissão
durante todo o período da concessão.
2.2.1Os registros devem conter, no mínimo, a descrição das atividades
realizadas, os resultados obtidos, os eventuais problemas encontrados, os reparos
realizados, o tempo de execução da manutenção e as informações funcionais da equipe
que realizou os trabalhos.
2.2.2Os laudos técnicos e resultados deverão ser disponibilizados para a ANEEL
por meio de acesso remoto, através de link que permita acessos simultâneos de
servidores devidamente cadastrados.
2.2.3A TRANSMISSORA deverá disponibilizar para a ANEEL documento
explicativo sobre o sistema no qual os relatórios e laudos estarão registrados, informando
a forma de acesso, passo-a-passo, nome, telefones e endereço eletrônico do responsável
pelas informações e por sanar dúvidas, assim como os dados necessários para registro e
liberação de acesso remoto aos sistemas.
2.3A presente Seção será avaliada após 23 de junho de 2021.
3 PLANO DE MANUTENÇÃO
3.1As TRANSMISSORAS de energia elétrica deverão manter atualizado o plano
de manutenção das instalações de transmissão sob sua responsabilidade, contendo as
periodicidades e as atividades de manutenção, estabelecidas com base nas especificações
dos equipamentos, nas normas técnicas, nas boas práticas de engenharia e nos
conhecimentos específicos adquiridos pelas TRANSMISSORAS na manutenção dos
equipamentos.
3.1.1O plano de manutenção deve conter, além das atividades de manutenção,
os critérios adotados para a definição do momento da execução da manutenção, tais
como, tempo, índice de desempenho e grandezas monitoradas.
3.1.2As atividades de manutenções preditivas e preventivas definidas nos
planos de manutenção das TRANSMISSORAS não poderão ser inferiores às atividades
mínimas estabelecidas nos Requisitos Mínimos de Manutenção.
3.1.3As periodicidades das manutenções preditivas e preventivas definidas nos
planos de manutenção das TRANSMISSORAS não poderão ser superiores às periodicidades
estabelecidas nos Requisitos Mínimos de Manutenção.
3.2As TRANSMISSORAS deverão realizar as atividades de manutenção preditiva
e preventiva observando seus planos de manutenção e respeitando as atividades mínimas,
periodicidades máximas e tolerâncias estabelecidas nos Requisitos Mínimos de
Manutenção.
3.2.1Serão consideradas atendidas as atividades estabelecidas nos Requisitos
Mínimos de Manutenção quando substituídas por atividades de manutenção preditiva ou
preventiva tecnicamente equivalentes, desde que a substituição esteja respaldada em
Laudo Técnico assinado por engenheiro de manutenção qualificado e habilitado e pelo
Responsável Técnico da empresa perante o CREA.
3.2.2Serão consideradas atendidas no prazo as atividades realizadas dentro das
tolerâncias definidas nos Requisitos Mínimos de Manutenção, as quais já consideram
eventuais reprogramações de intervenções por interesse sistêmico.
3.3A TRANSMISSORA deverá disponibilizar o plano de manutenção de suas
instalações de transmissão de REDE BÁSICA para o Operador Nacional do Sistema Elétrico
– ONS, por meio do sistema de acompanhamento da manutenção do ONS.
3.3.1Os planos de manutenção deverão ser atualizados no sistema de
acompanhamento da manutenção, anualmente, entre o primeiro dia do mês de agosto e
o último dia do mês de novembro.
3.3.2Os planos de manutenção serão validados automaticamente pelo sistema
de acompanhamento da manutenção e somente serão aceitos quando em conformidade
com os Requisitos Mínimos de Manutenção.
3.3.3As manutenções decorrentes de manutenções preditivas ou preventivas
previamente cadastradas no sistema de acompanhamento da manutenção poderão ser
acrescentadas ao plano de manutenção da TRANSMISSORA desde que informadas no
sistema de acompanhamento da manutenção em até 30 dias contados do término da
manutenção preditiva ou preventiva originária.
3.4O ONS deverá verificar sistematicamente, por meio de registros, a execução
dos planos de manutenção das instalações de transmissão de REDE BÁSICA, alertando às
TRANSMISSORAS e à ANEEL sobre os desvios observados.
3.4.1Anualmente, o ONS encaminhará para a ANEEL, até o nonagésimo dia do
ano corrente, relatório de acompanhamento da manutenção do ano anterior, destacando
os indicadores de execução dos planos de manutenção por TRANSMISSORA.
3.4.2O banco de dados referente ao sistema de acompanhamento da
manutenção deverá ser disponibilizado para a ANEEL por meio de acesso remoto, através
de link que permita acessos simultâneos de servidores devidamente cadastrados.
4 MANUTENÇÃO BASEADA NA CONDIÇÃO OU NA CONFIABILIDADE
4.1Quando da adoção de técnicas de manutenção baseadas na condição ou na
confiabilidade, a TRANSMISSORA deverá:
a)disponibilizar no sistema de acompanhamento da manutenção um plano de
manutenção baseado no tempo, respeitando os Requisitos Mínimos de Manutenção;
b)executar atividades de manutenção preditiva com frequência igual ou
superior à estabelecida nos Requisitos Mínimos de Manutenção; e
c)informar no sistema de acompanhamento da manutenção o registro de
identificação do Laudo Técnico que justifique, com base nas técnicas de manutenção
adotadas, a postergação da manutenção preventiva, caso ela não seja realizada até o
período definido nos Requisitos Mínimo de Manutenção.
4.1.1O Laudo Técnico deverá conter as referências técnicas, os dados e as
informações utilizados, os históricos de grandezas físicas utilizadas, as respectivas curvas
de tendência e o detalhamento da análise da condição do equipamento que justifiquem
a postergação da manutenção preventiva baseada no tempo.
4.1.2O Laudo Técnico deverá ser assinado por engenheiro de manutenção
qualificado e habilitado e pelo Responsável Técnico da empresa perante o CREA .
5 REFERÊNCIAS
Arts. 6°, 29 e 31 da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
Art. 34 da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995.
Arts. 2° e 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.
Incisos IV, XIV, XV e XVI do art.4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6 de
outubro de 1997.
Processo SIC n° 48500.006738/2013-07.
6 ANEXOS
6.1 ANEXO I – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO.
ANEXO I – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO
1.Requisitos Mínimos de Manutenção
1.1.Os Requisitos Mínimos de Manutenção definem as atividades mínimas de
manutenção preditiva e preventiva e suas periodicidades para transformadores de
potência e autotransformadores, reatores de potência, banco de capacitores paralelos,
disjuntores, chaves seccionadoras, transformadores para instrumentos, para-raios, linhas
de transmissão e para chaves de alta velocidade, medidores de tensão e corrente, filtros
e válvulas de instalações de transmissão em Corrente Contínua em Alta Tensão (CCAT).
1.2.As atividades e periodicidades de manutenção para outros equipamentos,
inclusive para os sistemas de proteção e serviços auxiliares, apesar de não constarem nos
Requisitos Mínimos de Manutenção, devem estar especificadas nos planos de manutenção
das TRANSMISSORAS.
1.3.As atividades estabelecidas neste documento não constituem o conjunto
completo de atividades necessárias à manutenção dos equipamentos e linhas de
transmissão, mas o mínimo aceitável do ponto de vista regulatório. Assim, cabe à
TRANSMISSORA estabelecer seu plano de manutenção, com base nas normas técnicas,
nos manuais dos fabricantes, nas boas práticas de engenharia e nos conhecimentos
específicos adquiridos pelas TRANSMISSORAS na manutenção dos equipamentos, a fim de
garantir a prestação do serviço adequado e a conservação das instalações sob sua
concessão.
1.4.A partir dos resultados das manutenções preditivas e preventivas a
TRANSMISSORA deve programar as manutenções decorrentes ou monitorar as anomalias
verificadas.
1.5.As manutenções preventivas só poderão ser realizadas em intervalos
superiores aos estabelecidos neste plano quando forem adotadas técnicas de manutenção
baseadas na condição ou na confiabilidade. Neste caso, deverá ser apresentado Laudo
Técnico que aponte a condição do equipamento que justifique a postergação da
manutenção preventiva baseada no tempo.
2.Manutenção Preditiva
2.1.As atividades mínimas de manutenção preditiva em subestações consistem
em:
Inspeções Termográficas nos equipamentos e em suas conexões;
b)Ensaios do Óleo Isolante dos equipamentos.
2.2.As inspeções termográficas em subestações devem ser realizadas, no
mínimo, a cada seis meses, devendo ser avaliados todos os equipamentos de alta tensão
da subestação e não apenas as conexões.
2.3.Para os ensaios do óleo isolante, como envolvem equipamentos
específicos, os critérios e periodicidades estão definidos no item referente aos
equipamentos.
2.4.As inspeções visuais devem ser realizadas regularmente visando verificar o
estado geral de conservação da subestação, incluindo a limpeza dos equipamentos, a
qualidade da iluminação do pátio e a adequação dos itens de segurança (por exemplo,
extintores e sinalização). Durante as inspeções visuais devem ser verificados, entre outras
coisas, a existência de vazamentos de óleo, gás ou água nos equipamentos e de ferrugem
e corrosão em equipamentos e estruturas metálicas, a existência de vibração e ruídos
anormais, o nível de óleo, gás e água dos principais equipamentos e o estado de
conservação dos armários e canaletas e as condições dos aterramentos.
2.5.A partir de 6 de julho de 2020, as TRANSMISSORAS devem verificar
localmente o estado de conservação das instalações de transmissão teleassistidas, sem
assistência local, em periodicidade mínima mensal.
3.Transformadores de Potência e Autotransformadores
3.1.As atividades mínimas de manutenção em transformadores e
autotransformadores consistem em:
Análise dos gases dissolvidos no óleo isolante;
b)Ensaio físico-químico do óleo isolante;
c)Manutenção preventiva periódica.
3.2.A análise dos gases dissolvidos e o ensaio físico-químico do óleo isolante
devem ser realizados conforme as normas técnicas específicas e com a periodicidade
definida na Tabela 6.
3.3.A manutenção preventiva periódica de transformadores deve ser repetida
em período igual ou inferior a 72 meses, com a realização, no mínimo, das seguintes
atividades:
Inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e corrosão nas
partes metálicas;
¸Verificação da existência de vazamentos de óleo isolante;
¸Verificação da existência de vazamentos de gás;
¸Verificação do estado de conservação das vedações dos painéis;
¸Verificação do aterramento do tanque principal;
¸Verificação do funcionamento dos circuitos do relé de gás, do relé de fluxo e
da válvula de alívio de pressão do tanque principal;
¸Verificação do estado de saturação do material secante utilizado na
preservação do óleo isolante;
¸Verificação do adequado funcionamento das bolsas e membranas do
conservador;
¸Verificação dos indicadores de nível do óleo isolante e dos indicadores de
temperatura;
¸Verificação do funcionamento dos ventiladores e bombas do sistema de
resfriamento;
¸Verificação da comutação sob carga na função manual e automática;
¸Verificação do nível do óleo do compartimento do comutador;
¸Inspeção da caixa de acionamento motorizado do comutador;
¸Ensaios de fator de potência e de capacitância das buchas com derivação
capacitiva.
3.4.Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas e do
número de comutação (em transformadores com comutador em carga) deve ser avaliada
a necessidade de realização das seguintes atividades na manutenção preventiva
periódica:
Inspeção interna do comutador;
¸Verificação do estado das conexões elétricas do comutador e do sistema de
isolação;
¸Verificação do desgaste dos contatos elétricos e troca dos componentes
desgastados;
¸Ensaio de relação de transformação nos pontos de comutação central e
extremos;
¸Verificação do estado do óleo isolante dos comutadores (quando aplicável);
¸Verificação do mecanismo de acionamento do comutador;
¸Ensaios de fator de potência, de resistência de isolamento e de resistência
ôhmica dos enrolamentos.
3.5.A Tabela 6 resume as atividades mínimas e periodicidades para a
manutenção de transformadores de potência e autotransformadores.
Tabela 6 – Resumo manutenção de transformadores de potência e
autotransformadores
. At i v i d a d e Periodicidade máxima (meses)
. Análise de gases dissolvidos no óleo isolante 6
. Ensaio físico-químico do óleo isolante 24
. Manutenção preventiva periódica 72
4.Reatores de Potência
4.1.As atividades mínimas de manutenção em reatores consistem em:
Análise dos gases dissolvidos no óleo isolante;
b)Ensaio físico-químico do óleo isolante;
c)Manutenção preventiva periódica.
4.2.A análise dos gases dissolvidos e o ensaio físico-químico do óleo isolante
devem ser realizados conforme as normas técnicas específicas e com a periodicidade
definida na Tabela 7.
4.3.A manutenção preventiva periódica de reatores deve ser repetida em
período igual ou inferior a 72 meses, com a realização, no mínimo, das seguintes
atividades:
Inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e corrosão nas
partes metálicas;
¸Verificação da existência de vazamentos de óleo isolante;
¸Verificação do estado de conservação das vedações dos painéis;
¸Verificação do aterramento do tanque principal;
¸Verificação do funcionamento dos circuitos do relé gás, do relé de fluxo e da
válvula de alívio de pressão do tanque principal;
¸Verificação do estado de saturação do material secante utilizado na
preservação do óleo isolante;
¸Verificação do adequado funcionamento das bolsas e membranas do
conservador;
¸Verificação dos indicadores de nível do óleo isolante e dos indicadores de
temperatura;
¸Verificação do funcionamento dos ventiladores e bombas do sistema de
resfriamento;
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
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¸Ensaios de fator de potência e de capacitância das buchas com derivação
capacitiva.
4.4.Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas deve ser
avaliada a necessidade de realização dos ensaios de fator de potência, de resistência de
isolamento e de resistência ôhmica dos enrolamentos.
4.5.A Tabela 7 resume as atividades mínimas e periodicidades para a
manutenção de reatores.
Tabela 7 – Resumo manutenção de reatores
. At i v i d a d e Periodicidade máxima (meses)
. Análise de gases dissolvidos no óleo isolante 6
. Ensaio físico-químico do óleo isolante 24
. Manutenção preventiva periódica 72
5.Banco de Capacitores Paralelos e Filtros
5.1.As manutenções preventivas de bancos de capacitores paralelos devem ser
realizadas, no mínimo, a cada 36 meses e as de filtros, no mínimo, a cada 48 meses,
quando devem ser realizadas as seguintes atividades:
Inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e incrustações;
¸Inspeção geral das conexões e verificação da existência de vazamentos e
deformações;
¸Medição da capacitância;
¸Medição da resistência;
¸Reaperto de conexões e substituição de componentes, quando necessário.
6.Disjuntores e Chaves de Alta Velocidade
6.1.As manutenções preventivas periódicas de disjuntores e de chaves de alta
velocidade devem ser realizadas, no mínimo, a cada 72 meses e consistem nas seguintes
atividades mínimas de manutenção:
Verificação geral na pintura, estado das porcelanas e corrosão;
¸Inspeção geral das conexões;
¸Remoção de indícios de ferrugem;
¸Lubrificação, onde aplicável;
¸Verificações do sistema de acionamento e acessórios;
¸Verificação do funcionamento de densímetros, pressostatos e manostatos;
¸Verificações do circuito de comando e sinalizações e dos níveis de alarmes;
¸Verificação de vazamento em circuitos hidráulicos e amortecedores;
¸Verificação de vazamentos de gás ou óleo;
¸Execução de ensaios de resistência de contatos do circuito principal;
¸Execução de ensaios nas buchas condensivas com tap capacitivo;
¸Medição dos tempos de operação: abertura e fechamento;
¸Verificação das bobinas e sistema antibombeamento;
¸Teste do comando local e a distância e acionamento do relé de discordância
de polos;
¸Verificação do tanque de ar e do óleo do compressor;
¸Ensaios de fator de potência e capacitância dos capacitores de equalização,
quando for o caso;
¸Ensaios de capacitância e indutância dos equipamentos do circuito ressonante,
quando for o caso.
6.2.No caso de disjuntores GVO, além das atividades do item 6.1:
Ensaio de rigidez dielétrica do óleo.
¸Ensaio de resistência de isolamento no circuito principal.
6.3.No caso de disjuntores a PVO, além das atividades do item 6.1:
Ensaios de fator de potência ou de resistência de isolamento do disjuntor.
6.4.No caso de disjuntores a ar comprimido, além das atividades do item
6.1:
Verificação dos reservatórios de ar comprimido;
¸Ensaios nos reservatórios de ar comprimido, quando necessário.
6.5.No caso de disjuntores a SF6, além das atividades do item 6.1:
Reposição de gás SF6.
6.6.A partir dos resultados das manutenções preditivas, preventivas e do
número de operações dos disjuntores, deve ser avaliada a necessidade de abertura da
câmara de extinção e da substituição de contatos, vedações, rolamentos, buchas, molas,
gatilhos, amortecedores e componentes elétricos do painel.
7.Chaves Seccionadoras, Transformadores para Instrumento, Para-Raios e
Medidores em CCAT
7.1.As manutenções preventivas periódicas de chaves seccionadoras,
transformadores para instrumento, para-raios e medidores de tensão e corrente em CCAT
devem ser realizadas no mínimo a cada 72 meses, preferencialmente coincidindo com a
manutenção preventiva do equipamento principal da FUNÇÃO TRANSMISSÃO (FT) a qual
estes equipamentos estão associados, buscando o aproveitamento dos desligamentos e
uma maior disponibilidade da FT.
7.2.As manutenções em chaves seccionadoras, transformadores para
instrumentos, para-raios e medidores de tensão e corrente em CCAT devem ser
registradas no sistema de acompanhamento de manutenção do ONS, relacionando estas
atividades ao equipamento principal da FUNÇÃO TRANSMISSÃO (FT).
7.3.Para as chaves seccionadoras, as atividades mínimas de manutenção a
serem realizadas nas manutenções preventivas periódicas são:
Inspeção geral do estado de conservação;
¸Verificação da necessidade de limpeza, lubrificação ou substituição dos
contatos;
¸Inspeção dos cabos de baixa tensão e de aterramento;
¸Inspeção do armário de comando e seus componentes;
¸Inspeção e limpeza de isoladores, das colunas de suporte e dos flanges dos
isoladores;
¸Lubrificação dos principais rolamentos e articulações das hastes de
acoplamento, quando aplicável;
¸Verificação do funcionamento dos controles locais e da operação manual;
¸Verificação dos ajustes das chaves de fim de curso;
¸Verificação de ajustes, alinhamento e simultaneidade de operação das fases;
¸Verificação da operação da resistência de aquecimento.
7.4. Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas deve ser
avaliada a necessidade de realização dos ensaios de medição de resistência de contato.
7.5.No caso de transformadores para instrumento e medidores de tensão e
corrente em CCAT, as atividades mínimas de manutenção preventiva consistem em:
Verificações do estado geral de conservação;
¸Inspeção geral das conexões;
¸Verificações da limpeza de isoladores;
¸Verificação da existência de vazamentos de óleo isolante e/ou gás;
¸Reposição de óleo e/ou gás SF6;
¸Verificação do estado do material secante utilizado.
7.6.Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas deve ser
avaliada a necessidade de realização dos ensaios de resistência de isolação e de fator de
potência.
7.7.Na manutenção preventiva de para-raios devem ser realizadas verificações
gerais do estado de conservação das ferragens e da porcelana, dos invólucros, dos
miliamperímetros e dispositivo contador de descargas, caso existam.
8.Linhas de Transmissão
8.1.A atividade mínima de manutenção para as linhas de transmissão é a
inspeção de rotina, que deve ser realizada, no mínimo, a cada doze meses.
8.2.Nas inspeções de rotina devem ser verificados: o estado geral da linha de
transmissão, a situação dos estais, a integridade dos cabos condutores e para-raios, a
estabilidade das estruturas, a integridade das cadeias de isoladores, a situação dos
acessos às estruturas, a proximidade da vegetação aos cabos, a existência de vegetação
que coloque em risco a operação da linha de transmissão em caso de incidência de
queimadas e os casos de invasão de faixa de servidão.
8.3.Os cronogramas de inspeções e execução de serviços de limpeza de faixas
de servidão devem ser informados em sistema da ANEEL, à critério da fiscalização.
8.4.Nas inspeções de rotina para verificação da proximidade da vegetação aos
cabos e da existência de vegetação que coloque em risco a operação da linha de
transmissão em caso de incidência de queimadas, a critério a fiscalização, deverá ser
utilizado o aplicativo da ANEEL para dispositivos móveis específico para esta finalidade, de
modo que sejam registradas evidências fotográficas geoespacializadas que representem
nitidamente as situações de todos os vãos das linhas de transmissão. Nos vãos em que
forem constatadas necessidades de realização de podas e/ou roçadas, deverão ser
registradas novas evidências fotográficas geoespacializadas após a realização dessas
atividades.
8.5.A partir da análise do desempenho da linha de transmissão e dos
resultados das inspeções regulares de rotina deve ser avaliada a necessidade de inspeções
detalhadas das estruturas, inspeções termográficas, inspeções noturnas para observação
de centelhamento em isolamentos ou de inspeções específicas para identificação de
defeitos (oxidação de grelhas, estado das cadeias, danificação de condutores internos a
grampos de suspensão ou espaçadores, degradação dos aterramentos (contrapesos), etc.).
Também deve ser avaliada a necessidade de medição da resistência de aterramento em
estruturas onde haja suspeita de mau desempenho do sistema de aterramento, de
verificação de tração de estais e de manutenção preventiva e corretiva em estruturas,
cabos e acessórios.
8.6.Deve ser avaliada a necessidade de realização de inspeções adicionais nas
áreas com risco potencial de vandalismo (trechos urbanos com alta concentração
demográfica), áreas de implantação industrial (com alta concentração de poluentes) e
áreas junto ao litoral.
8.7.As TRANSMISSORAS devem manter cadastro atualizado das linhas de
transmissão, contendo as restrições ambientais e as periodicidades de podas e roçadas
recomendadas internamente, bem como as dificuldades legais de realização de limpeza de
faixa.
9.Válvulas
9.1.A manutenção preventiva periódica de válvulas de instalação de
transmissão em CCAT deve ser repetida em período igual ou inferior a 24 meses, com a
realização, no mínimo, das seguintes atividades:
Inspeção do estado geral de conservação: limpeza e corrosão nas partes
metálicas;
¸Inspeção da conexão elétrica com o eletrodo;
¸Verificação dos tiristores e dos circuitos snubbers nos módulos das válvulas;
¸Verificação dos barramentos de conexão nos módulos das válvulas;
¸Verificação das conexões e dos tubos do circuito de resfriamento;
¸Verificação do sistema de detecção de vazamento de água das válvulas;
¸Inspeção e limpeza dos isoladores, das colunas de suporte e dos flanges dos
isoladores;
¸Inspeção, limpeza e verificação do adequado funcionamento do sistema de
resfriamento das válvulas;
¸Inspeção, limpeza e verificação do adequado funcionamento do sistema de
ventilação das válvulas;
¸Inspeção, limpeza e verificação do adequado funcionamento do sistema antiincêndio da sala das válvulas.
9.2.Os ensaios de fator de potência e de capacitância das buchas com
derivação capacitiva devem ser realizados, no mínimo, a cada 72 meses.
10.Resumo das Periodicidades de Manutenção
10.1.A Tabela 8 apresenta o resumo das periodicidades e das tolerâncias para
a realização das atividades de manutenção, as quais consideram as eventuais
reprogramações de intervenções por interesse sistêmico.
Tabela 8 – Resumo das atividades de manutenção
. At i v i d a d e Eq u i p a m e n t o Periodicidades
máximas
(meses)
Tolerância
(meses)
. Inspeções Termográficas Equipamentos de Subestações 6 1
. Análise de gases
dissolvidos no óleo
isolante
Transformadores de Potência
ou Autotransformadores
6 1
. Reatores de Potência
. Ensaio físico-químico do
óleo isolante
Transformadores de Potência
ou Autotransformadores
24 4
. Reatores de Potência
. Manutenção Preventiva
Periódica
Transformadores de Potência
ou Autotransformadores
72 12
. Reatores de Potência
. Disjuntores
. Chave Seccionadora
. Chave de Alta Velocidade
. Medidores de Tensão e
Corrente em CCAT
. Transformadores para
Instrumento
. Para-raios
. Manutenção Preventiva
Periódica
Banco de Capacitores
Paralelos
36 6
. Manutenção Preventiva
Periódica
Filtros 48 8
. Manutenção Preventiva
Periódica
Válvulas 24 4
. Inspeção de Rotina Linha de Transmissão 12 2
SEÇÃO 4.3 – QUALIDADE
1 OBJETIVO
1.1Estabelecer as disposições relativas à qualidade do serviço público de
transmissão de energia elétrica, associada à disponibilidade e à CAPACIDADE OPERATIVA
das instalações sob responsabilidade de TRANSMISSORA integrantes da REDE BÁSICA e das
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DESTINADAS A INTERLIGAÇÕES
INTERNACIONAIS (II) que se conectam à REDE BÁSICA.
2 ASPECTOS GERAIS
2.1A qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica será
medida com base na disponibilidade e na CAPACIDADE OPERATIVA das instalações de
transmissão.
2.1.1O ONS deverá disponibilizar em seu sítio e encaminhar à ANEEL, até o
quinto dia útil do mês de junho de cada ano, relatório técnico contendo os atrasos, as
indisponibilidades, as restrições de CAPACIDADE OPERATIVA e os descontos das parcelas
variáveis associadas a cada evento, apurados de junho do ano anterior a maio do ano em
curso, para as FT integrantes das instalações de transmissão de que tratam esta Seção.
2.1.2O ONS deve encaminhar à ANEEL, até o dia 31 de março de cada ano, a
disponibilidade anual das FT – Conversoras apurada no ano civil anterior.
2.1.3Quando o número de OUTROS DESLIGAMENTOS de uma FT ultrapassar o
correspondente PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS, conforme
estabelecido no Anexo I, apurado no período contínuo de 12 (doze) meses anteriores ao
mês de início da apuração, o ONS deverá informá-lo à ANEEL para fins de fiscalização.
2.1.4Não se aplicam os fatores Ko e Kp estabelecidos no Anexo I para as
instalações integrantes de concessão decorrente de licitação cujos fatores Ko e Kp estejam
estabelecidos nos respectivos editais de licitação, nos contratos de concessão ou em
resoluções autorizativas.
2.2A presente Seção, no que diz respeito a FT – Conversora, será objeto de
Avaliação de Resultado Regulatório – ARR até 1º de janeiro de 2026.
3 APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL
3.1A exceção da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA, o período da
indisponibilidade e o período e a magnitude da restrição da CAPACIDADE OPERAT I V A
devem ser apurados pelo ONS para cada evento com duração igual ou superior a 1 (um)
minuto, sem prejuízo da aplicação de penalidades.
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 240, quarta-feira, 16 de dezembro de 2020
3.1.1Aplica-se PARCELA VARIÁVEL POR ATRASO NA ENTRADA EM OPERAÇÃO
(PVA) a uma FT quando ocorrer ATRASO NA ENTRADA EM OPERAÇÃO da referida FT.
3.1.2Aplica-se PARCELA VARIÁVEL POR INDISPONIBILIDADE (PVI) a uma FT
quando ocorrer DESLIGAMENTO PROGRAMADO ou OUTROS DESLIGAMENTOS da referida
FT.
3.1.3Aplica-se PVI, com os mesmos parâmetros de OUTROS DESLIGAMENTOS,
a uma FT assistida remotamente enquanto ela permanecer energizada e houver
impossibilidade de utilização de seus equipamentos para manobra ou operação.
3.1.4Aplica-se PARCELA VARIÁVEL POR RESTRIÇÃO OPERATIVA (PVRO) a uma FT
quando houver restrição de CAPACIDADE OPERATIVA da referida FT.
3.1.5O desconto da parcela variável correspondente a FT constituída por
instalações sob responsabilidade de mais de uma concessão deverá ser aplicado à parcela
de receita associada às instalações da TRANSMISSORA responsável pelo evento.
FT – Conversora
3.2As TRANSMISSORAS devem informar ao ONS o início e o término de cada
INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA e a redução da capacidade de transmissão de
potência dela resultante.
3.2.1As TRANSMISSORAS devem manter os dados de forma auditável para fins
de fiscalização.
3.3As INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA resultam na aplicação de
PARCELA VARIÁVEL DE FT – CONVERSORA (PVC).
3.3.1Não se aplica PVI ou PVRO em FT – Conversora.
3.4Para cada INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA, o ONS deve calcular a
DURAÇÃO REAL DA INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA e a DURAÇÃO EQUIVALENTE
DA INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA.
3.4.1A DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA
deve ser calculada da seguinte forma:
onde:
DEI: DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE NA FT –
CO N V E R S O R A ;
N: Número de alterações na capacidade de transmissão de potência durante
a INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA;
dj: Período da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA, em minutos, com
a redução de capacidade Pj;
Pj: Capacidade de transmissão de potência, em MW, reduzida no período dj
em consequência da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA; e
Pnom: Capacidade nominal contratada de transmissão de potência, em
MW.
3.4.2Quando houver mais de uma INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA
no mesmo período, para o cálculo da DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE
NA FT – CONVERSORA deve ser considerada a parcela incremental de redução da
capacidade de transmissão de potência causada pela INDISPONIBILIDADE NA FT –
CONVERSORA .
3.5A disponibilidade anual da FT – Conversora deve ser calculada pelo ONS,
para cada ano civil, da seguinte forma:
onde:
DISPa: Disponibilidade anual;
D: Número de dias no ano;
NI: Número de INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA no ano; e
DEIi: DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE I NA FT –
CO N V E R S O R A ;
Equipamento reserva remunerado
3.6A TRANSMISSORA deverá informar ao ONS quando ocorrer:
a)a utilização de equipamento reserva remunerado para manter uma FT em
operação;
b)a indisponibilidade de equipamento reserva remunerado; e
c)o retorno de equipamento reserva remunerado à condição de disponível.
3.6.1Em lugar da aplicação da PVI, será descontada parcela da RECEITA ANUAL
PERMITIDA (RAP):
a)de equipamento substituído por equipamento reserva remunerado
considerando o período em que o equipamento substituído não estiver sendo utilizado
para manter em operação uma FT, devendo, neste caso, não ser aplicado desconto na
parcela da RAP do equipamento reserva remunerado; e
b)de equipamento reserva remunerado considerando o período em que estiver
indisponível.
3.6.2Quando o equipamento reserva remunerado informado como disponível
não puder ser utilizado, o período de que trata a alínea b) do item 3.6.1 deverá ser
acrescido do período compreendido entre a data da solicitação pelo ONS para utilização e
a última data informada como de retorno do equipamento reserva remunerado à condição
de disponível ou, na ausência dessa informação, a data mais recente estabelecida no
termo de liberação para operação comercial.
Queimada ou incêndio florestal
3.7A TRANSMISSORA deverá requerer aos órgãos ambientais competentes as
autorizações para a execução de ações necessárias para preservar a disponibilidade e a
plena CAPACIDADE OPERATIVA das instalações sob sua responsabilidade.
3.7.1Aplica-se PVI ou PVRO, respectivamente, no caso de indisponibilidade ou
restrição operativa de FT em função de risco ou ocorrência de queimada ou incêndio
florestal.
3.7.2Na aplicação da PVRO o ONS deverá estabelecer os valores das restrições
de curta e longa duração, devendo ser atribuído o valor de 100 % (cem por cento) para
o caso de haver risco ou ocorrência de queimada ou incêndio florestal que resulte na
impossibilidade do uso de FT disponível.
3.7.3A TRANSMISSORA responsável por instalações nas regiões com maior risco
de queimada ou incêndio florestal deverá encaminhar até 31 de dezembro de cada ano
relatório à ANEEL e ao ONS apresentando as ações planejadas e executadas de forma a
garantir a disponibilidade e a plena CAPACIDADE OPERATIVA dessas instalações.
3.7.4Caso ocorra queimada ou incêndio florestal em áreas que não estejam sob
responsabilidade da TRANSMISSORA, ela poderá requerer ao ONS a recontabilização da PVI
ou da PVRO correspondente, apresentando as respectivas comprovações das ações
adotadas nas áreas sob sua responsabilidade.
3.7.5Caso os órgãos ambientais não concedam as autorizações por razões que
não estejam sob responsabilidade da TRANSMISSORA, ela poderá requerer ao ONS a
recontabilização da PVI ou da PVRO correspondente apresentando as análises e conclusões
dos órgãos ambientais.
4 CÁLCULO E LIMITES DA PARCELA VARIÁVEL
4.1O valor da PVA será calculado conforme os seguintes critérios:
a)o período de atraso será limitado em 90 (noventa) dias para efeito de
desconto;
b)o valor por dia de atraso nos primeiros 60 (sessenta) dias corresponderá a
25% (vinte e cinco por cento) do valor “pro rata-dia” do PB da FT; e
c)o valor por dia de atraso entre o 61º (sexagésimo primeiro) dia e o 90º
(nonagésimo) dia corresponderá ao valor “pro rata-dia” do PB da FT.
4.1.1O valor da PVA será descontado em parcelas iguais nos (18) dezoito
primeiros meses a partir da entrada em operação comercial da FT.
4.1.2A PVA aplicada pelo ONS poderá ser recontabilizada caso a ANEEL,
mediante solicitação da TRANSMISSORA, isente parcial ou totalmente a responsabilidade
da TRANSMISSORA pelo atraso.
4.2O valor da PVI será calculado da seguinte forma:
sendo:
D: Número de dias no mês da ocorrência;
24.60.D: Número de minutos no mês da ocorrência;
PB: PAGAMENTO BASE da FT relativo ao mês de início da ocorrência do
evento;
PADPi: Período Associado a DESLIGAMENTO PROGRAMADO i, em minutos;
PAODj: Período Associado a OUTRO DESLIGAMENTO j, em minutos;
KP: Fator multiplicador para DESLIGAMENTO PROGRAMADO (Anexo I);
KO : Fator multiplicador para OUTROS DESLIGAMENTOS (Anexo I), sendo que
esse fator será reduzido para KP após o 300° minuto;
NP: Número de DESLIGAMENTOS PROGRAMADOS da FT ocorrido ao longo
do mês; e
NO: Número de OUTROS DESLIGAMENTOS da FT ocorrido ao longo do
mês.
4.2.1O desligamento de FT na qual esteja sendo realizada intervenção
programada junto ao ONS em instalação energizada será classificado como OUTROS
DESLIGAMENTOS, utilizando-se o fator Ko igual ao Kp, não devendo ser considerado no
cômputo do PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS.
4.2.2O desligamento de FT para INTERVENÇÃO DE URGÊNCIA será
classificado como OUTROS DESLIGAMENTOS, utilizando-se o fator Ko igual a 50
(cinquenta).
4.2.3Quando, por responsabilidade da TRANSMISSORA, a duração do
DESLIGAMENTO PROGRAMADO de uma FT for superior ao período estabelecido junto
ao ONS, o período de atraso será classificado como OUTROS DESLIGAMENTOS,
utilizando-se o fator Kp multiplicado por 1,5 (um e meio) nos primeiros 30 minutos de
atraso e o fator Kp multiplicado por 5 (cinco) no período subsequente, não devendo
ser considerado no cômputo do PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS
D ES L I G A M E N T O S .
4.2.4Se o ONS solicitar o religamento de uma FT, após a TRANSMISSORA
informar ao ONS que a referida FT está apta a ser religada, e essa FT não for religada,
ela será considerada indisponível e o período subsequente à informação da
TRANSMISSORA considerado como OUTROS DESLIGAMENTOS, não devendo ser
considerado no cômputo do PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS.
4.2.5Se o ONS solicitar o religamento de uma FT disponível que esteja
desligada por conveniência operativa e essa FT não for religada, ela será considerada
indisponível e o período subsequente à solicitação do ONS considerado como OUTROS
DESLIGAMENTOS, não devendo ser considerado no cômputo do PADRÃO DE
FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS.
4.2.6Quando a duração do DESLIGAMENTO PROGRAMADO for menor do que
o período estabelecido junto ao ONS, a PVI para o período entre o retorno à
disponibilidade e o final do período programado será calculada sobre 20% (vinte por
cento) do período programado junto ao ONS e não utilizado.
4.3O valor da PVRO será calculado da seguinte forma:
sendo:
D: Número de dias no mês da ocorrência;
24.60.D: Número de minutos no mês da ocorrência;
PB: PAGAMENTO BASE da FT relativo ao mês de início da ocorrência do
evento;
ROL: Redução proporcional da CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA
D U R AÇ ÃO ;
ROC: Redução proporcional da CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA
D U R AÇ ÃO ;
DROL: Duração, em minutos, de uma restrição operativa de longa duração
que ocorreu durante o mês para a FT submetida à restrição;
DROC: Duração, em minutos, de uma restrição operativa de curta duração
que ocorreu durante o mês para a FT submetida à restrição;
NRL: Número de restrições operativas de longa duração no mês; e
NRC: Número de restrições operativas de curta duração no mês.
4.3.1A redução da CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO e a
redução da CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO da FT serão estabelecidas
tendo como referência o valor contratado, independentemente da necessidade
operacional do sistema.
4.3.2Caso ocorra um evento que altere o valor da restrição operativa
temporária da FT, a PVRO será calculada com base na nova condição, a partir do
momento de sua ocorrência.
4.3.3Na FT – Transformação em que houver indisponibilidade apenas do
enrolamento terciário, será aplicada a PVRO de forma proporcional à razão entre a
capacidade do enrolamento terciário e a capacidade total da FT.
4.3.4A aplicação da PVRO de uma FT cessará quando a TRANSMISSORA
informar ao ONS a eliminação da restrição operativa ou a permanência da restrição
operativa devida a terceiro.
4.4O valor da PVC será calculado da seguinte forma:
onde:
PB: PAGAMENTO BASE da FT – Conversora;
D: Número de dias no mês;
NI: Número de INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA no mês;
N: Número de alterações no fator K da INDISPONIBILIDADE NA FT –
CONVERSORA i e/ou na capacidade de transmissão de potência durante a
INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA i;
dij: Período, em minutos, da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA i com a
redução de capacidade Pij e fator Kij;
Pij: Capacidade de transmissão de potência, em MW, reduzida no período dij
em consequência da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA i; e
Pnom: Capacidade nominal contratada de transmissão de potência, em MW.
4.4.1Para INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA NA FT – CONVERSORA aplica-se
fator K igual a 5 (cinco) dentro do período programado e igual a 7,5 (sete e meio) no
período que exceder o programado.
4.4.2Para INDISPONIBILIDADE DE URGÊNCIA NA FT – CONVERSORA aplica-se
fator K igual a 25 (vinte e cinco) nos primeiros 300 (trezentos) minutos da
INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA e igual a 5 (cinco) nos minutos subsequentes.
4.4.3Para OUTRAS INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA aplica-se fator K
igual a 75 (setenta e cinco) nos primeiros 300 (trezentos) minutos da INDISPO N I B I L I DA D E
NA FT – CONVERSORA e igual a 5 (cinco) nos minutos subsequentes.
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4.4.4Para OUTRAS INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA ocasionadas
durante uma INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA NA FT – CONVERSORA sem redução da
capacidade de transmissão de potência aplica-se fator K igual a 5 (cinco), desde que os
riscos de OUTRAS INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA tenham sido informados na
programação da intervenção.
4.4.5Quando houver mais de uma INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA no
mesmo período, para o cálculo da PVC deve ser considerada a parcela incremental de
redução da capacidade de transmissão de potência causada por cada INDISPONI B I L I DA D E
NA FT – CONVERSORA.
Limites
4.5A soma dos valores da PVC, PVI e da PVRO não poderá ultrapassar:
a)50% (cinquenta por cento) do PB de uma FT no mês de apuração,
deslocando-se para os meses subsequentes o saldo que restar;
b)25% (vinte e cinco por cento) do somatório dos PB de uma FT efetuados
durante o período contínuo de 12 (doze) meses, incluindo o mês anterior ao mês objeto
da apuração;
c)50% (cinquenta por cento) do somatório dos PB de uma FT associados aos
equipamentos integrantes de mais de uma concessão de transmissão de FT, para o período
contínuo de 12 (doze) meses, incluindo o mês anterior ao mês objeto da apuração; ou
d)12,5% (doze e meio por cento) do valor da RAP da concessão para o período
contínuo de 12 (doze) meses, incluindo o mês anterior ao mês objeto da apuração,
considerando-se o desconto referente aos valores das PVI e das PVRO de todas as FT dessa
concessão.
4.5.1Quando for atingido um dos limites dos descontos correspondentes a PVI
e a PVRO definidos nas alíneas b), c) e d) e a FT continuar indisponível ou com restrição
operativa temporária, o ONS deve informar à fiscalização da ANEEL.
4.5.2 Exceto para as FT – Conversoras, decorridos 30 dias consecutivos após
atingido um dos limites definidos nas alíneas b), c) e d) sem o retorno à operação da
instalação ou sem a eliminação da restrição operativa temporária, o ONS deve realizar a
suspensão do PB da FT considerando o período de indisponibilidade ou restrição operativa
após atingido um dos limites referidos.
4.5.3Para as FT – Conversoras, decorridos 30 dias consecutivos após atingido um
dos limites definidos nas alíneas b) e d), caso a capacidade de transmissão de potência
esteja reduzida a 0 (zero), o ONS deve realizar a suspensão do PB da FT – Conversora.
5 ISENÇÕES NA APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL
5.1Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento solicitado pelo
ONS;
5.2Não será considerado para aplicação da PVI o DESLIGAMENTO
PROGRAMADO já iniciado e suspenso por solicitação do ONS;
5.3Não será considerado para aplicação da PVI os seguintes períodos para
realização de manutenção preventiva cadastrada em sistema de acompanhamento de
manutenções do ONS:
a)20 (vinte) horas, por intervenção, a cada período completo de 3 (três) anos,
para a FT – Transformação e para a FT – Controle de Reativo, exceto Compensador
Síncrono;
20 (vinte) horas, por intervenção, a cada período completo de 6 (seis) anos,
para a FT – Linha de Transmissão; e
c)1080 (mil e oitenta) horas, por intervenção, a cada período completo de 5
(cinco) anos, para Compensador Síncrono.
5.3.1Será permitida a divisão das horas de isenção em duas intervenções, desde
que as manutenções tenham sido previamente informadas no sistema de
acompanhamento de manutenções do ONS e a segunda intervenção tenha sido planejada
em decorrência da primeira.
5.3.2O cadastro das atividades da segunda intervenção que tenha sido
planejada em decorrência da primeira deve ser feito no sistema de acompanhamento de
manutenções do ONS em até 30 dias após o término da manutenção originária.
5.3.3Para as manutenções referidas nas alíneas a) e b) do dispositivo 5.3,
deverá ser aplicada PVI utilizando o fator Kp igual a 1 (um) para o período superior a 20
(vinte) e inferior ou igual a 30 (trinta) horas.
5.4Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento incluído no
PROGRAMA MENSAL DE INTERVENÇÃO para implantação de:
A M P L I AÇ ÃO ;
REFORÇO; ou
c)MELHORIA constante do PLANO DE MODERNIZAÇÃO DE INSTALAÇÕES (PMI)
ou autorizada pela ANEEL.
5.5Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento solicitado pela
TRANSMISSORA por motivo de:
a)segurança de terceiros; ou
realização de serviços ou obras de utilidade pública.
5.6Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento devido à
contingência em outra instalação, sob responsabilidade de terceiro, desde que tenha
ocorrido ajuste e atuação corretos da proteção;
5.7Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento por atuação
correta de Sistema Especial de Proteção;
5.8Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento por falha em FT
constante do PROGRAMA MENSAL DE INTERVENÇÃO por solicitação da TRANSMISSORA
não atendida pelo ONS, desde que o desligamento tenha ocorrido a partir da data
originalmente solicitada pela TRANSMISSORA;
5.9Não será considerado para aplicação da PVI o período de até 3 (três) horas
iniciais de indisponibilidade de FT por falha de transformador integrante de FT –
Transformação ou por falha de reator integrante de FT – Controle de Reativo ou de FT –
Linha de Transmissão, desde que seja substituído por correspondente equipamento
reserva;
5.10Não será considerado para aplicação da PVI o período de até 120 (cento e
vinte) horas iniciais de indisponibilidade de uma FT – Linha de Transmissão – Cabo Isolado,
por falha permanente ocorrida na FT contendo trechos em cabo diretamente enterrado ou
cabo submerso;
a)Poderá ser aplicado um período adicional em casos onde a intervenção nos
cabos esteja condicionada a atendimento de exigências de órgãos públicos e/ou
remanejamento de instalações de terceiros, mediante comprovação pela TRANSMISSORA
por meio de relatório técnico;
5.11Não será considerado para aplicação da PVI o período necessário ao
religamento manual de uma FT – Linha de Transmissão, nos termos das rotinas de
recomposição do sistema constantes dos Procedimentos de Rede, com o dispositivo de
religamento automático desativado ou não instalado devido a restrições sistêmicas ou por
determinação do ONS;
5.12Não será considerado para aplicação da PVI o período de intervenção em
uma FT desenergizada em consequência do desligamento para intervenção em outra FT,
desde que atendidas as seguintes condições:
a intervenção deve ser solicitada em prazo igual ou superior ao definido nos
Procedimentos de Rede para as INTERVENÇÕES DE URGÊNCIA e está sujeita às condições
relacionadas à reprogramação ou cancelamento vinculado ao desligamento que originou a
desenergização;
b)período programado ou reprogramado limitado pelo correspondente período
de desligamento da FT que originou a desenergização;
c)tempo de retorno à operação declarado igual ou inferior ao tempo declarado
de retorno da FT que originou a desenergização;
d)A indisponibilidade da FT desenergizada em consequência do desligamento
para intervenção em outra FT será classificada como DESLIGAMENTO PROGRAMADO para
efeito de aplicação da PVI a partir do retorno à operação do equipamento que originou a
desenergização; e
)Para o período de indisponibilidade que exceder o originalmente programado
ou reprogramado, será aplicado desconto conforme a condição disposta no dispositivo
4.2.3.
5.13Não será considerado para aplicação da PVI o período de indisponibilidade
vinculado a projeto de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia
Elétrica – P&D cadastrado na ANEEL e em execução, desde que atendidas as seguintes
condições:
a)não impuser reduções de confiabilidade às instalações;
b)não causar aumento de custo operacional; e
c)o desligamento for realizado em época e período mais adequados às
necessidades do SIN, conforme avaliação do ONS com as TRANSMISSORAS envolvidas.
5.14Não será considerado para aplicação da PVI o período de 72 (setenta e
duas) horas contínuas, a partir de falha ocorrida em transformador de FT – Transformação
ou reator, de FT – Controle de Reativo ou de FT – Linha de Transmissão, para que a
TRANSMISSORA realize o transporte e a instalação de outro transformador ou reator que
não esteja localizado na subestação da ocorrência;
5.15Não será considerado para aplicação da PVI o período de limitação técnica
para religamento de compensador síncrono, compensador estático, banco de capacitores e
compensação série, após desligamentos automáticos, desde que os equipamentos e os
períodos de limitação técnica estejam previamente declarados pela TRANSMISSORA e
validados pelo ONS; e
5.16Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento decorrente de
investigações solicitadas pela ANEEL.
5.17Não serão considerados, para efeito da aplicação da PVI e da PVRO, assim
como para registro de desligamentos, os períodos de indisponibilidade ou de restrições
operativas contidos no período de 6 (seis) meses a contar da data de entrada em operação
comercial de uma nova FT ou de novo equipamento principal, conforme estabelecido no
Anexo I da Seção 4.1 do Módulo 4 das Regras de Transmissão, em FT existente.
5.17.1Para as FT energizadas em vazio devido a PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS DE
TERCEIROS (PIT) ou PENDÊNCIA IMPEDITIVA DE CARÁTER SISTÊMICO (PCS), será concedida
a isenção a partir da energização com carga.
5.17.2A isenção se aplica para seccionamento de FT – Linha de Transmissão,
desde que os desligamentos e as restrições operativas tenham se originado dos novos
equipamentos implantados.
FT – Conversora
5.18Os períodos de INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA NA FT – CONVERSORA
contidos no PERÍODO PREFERENCIAL DE MANUTENÇÃO são isentos de aplicação de PVC no
limite de 80 (oitenta) HORAS EQUIVALENTES.
5.18.1No PERÍODO PREFERENCIAL DE MANUTENÇÃO devem ser realizadas as
manutenções preventivas previamente cadastradas em sistema de acompanhamento de
manutenções do ONS.
5.18.2No PERÍODO PREFERENCIAL DE MANUTENÇÃO podem ser realizadas
outras atividades na FT – Conversora desde que não comprometam a realização das
manutenções preventivas programadas.
5.18.3Para os períodos de INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA NA FT –
CONVERSORA contidos no PERÍODO PREFERENCIAL DE MANUTENÇÃO que excederem a
isenção estabelecida aplica-se fator K igual a 1 (um) até o limite de 40 HORAS
EQ U I V A L E N T ES .
5.18.4A isenção estabelecida e a redução do fator K não se aplicam para os
períodos de INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA que excederem os períodos
programados.
5.19Para as INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA não contempladas no
dispositivo 5.18, não se aplica PVC enquanto as HORAS EQUIVALENTES dos últimos 12
(doze) meses for menor ou igual a 20 (vinte) horas.
5.19.1A isenção estabelecida não se aplica para os períodos de
INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA que excederem os períodos programados.
5.20Não serão considerados para efeito da aplicação da PVC os períodos de
INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA contidos no período de 12 (doze) meses a contar
da data de entrada em operação comercial de uma nova FT – conversora.
6 CRITÉRIOS ESPECIAIS NA APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL
6.1A exceção da FT – Módulo Geral, a utilização parcial de uma FT, por
solicitação do ONS, com indisponibilidade de um dos seus terminais ou equipamentos
principais, acarretará a aplicação de PVI utilizando para cálculo o PB dos terminais em que
houver equipamentos indisponíveis e/ou o PB dos equipamentos principais indisponíveis.
6.2No caso de indisponibilidade de equipamento que compõe a FT – Módulo
Geral, exceto disjuntor, que cause indisponibilidade de outras FT conectadas na mesma
subestação, será aplicada PVI utilizando para o cálculo o PB da FT – Módulo Geral
multiplicado pela relação entre o número de outras FT indisponíveis e o total de FT
conectadas na subestação.
6.2.1Não estando alguma FT conectada na subestação apta a ser energizada
após a liberação para operação do equipamento da FT – Módulo Geral, será aplicado a essa
FT o critério do dispositivo 4.2.4.
6.2.2No caso de indisponibilidade de disjuntores que compõem a FT – Módulo
Geral, independentemente da indisponibilidade de outras FT, será aplicada PVI utilizando
para o cálculo o PB da FT – Módulo Geral multiplicado:
pela divisão entre o número de disjuntores indisponíveis na FT – Módulo Geral
e o total de disjuntores da FT – Módulo Geral, no caso de arranjo barra dupla com disjuntor
e meio.
b)por 50% (cinquenta por cento) nos demais arranjos de barramento.
6.3O período de operação de uma FT – Linha de Transmissão com
indisponibilidade do seu reator não manobrável sob tensão, e com a concordância do ONS
da utilidade dessa configuração, acarretará a aplicação da PVI sobre a parcela do PB
associado ao reator com fator Ko ou Kp da FT – Linha de Transmissão, durante o período
de indisponibilidade do reator.
6.3.1Se a indisponibilidade do reator não manobrável acarretar redução da
CAPACIDADE OPERATIVA da FT, haverá também aplicação da PVRO na parcela do PB
associado ao restante da FT – Linha de Transmissão.
6.4O período de operação de uma FT – Controle de Reativo (Compensação
Série) com indisponibilidade do seu módulo de controle, e com a concordância do ONS da
utilidade dessa configuração, acarretará a aplicação da PVI utilizando para o cálculo 80%
(oitenta por cento) do PB da referida FT.
6.5O cancelamento pela TRANSMISSORA da programação de desligamento de
uma FT previamente aprovada pelo ONS, com antecedência inferior a 5 (cinco) dias em
relação à data prevista, implicará desconto equivalente a 20% (vinte por cento) do período
programado.
6.5.1O ONS poderá não aplicar desconto em desligamentos cancelados no
prazo inferior ao descrito, desde que a TRANSMISSORA encaminhe relatório técnico
demonstrando que o cancelamento foi motivado por uma das seguintes situações:
a)condições climáticas adversas; e
b)necessidade de atendimento de urgências, emergências e/ou perturbações no
sistema.
6.5.2O desconto incidirá sobre a parcela do PB da FT – Módulo Geral de que
trata o dispositivo 6.2, sobre a parcela do PB associado ao reator não manobrável de FT
Linha de Transmissão de que trata o dispositivo 6.3 e sobre a parcela do PB associado ao
módulo de controle da FT – Controle de Reativo (Compensação série).
6.6Caso o ONS não viabilize a inclusão ou alteração de desligamento no
Programa Mensal de Intervenção, para manutenção de um equipamento, ele terá que
programá-lo ou reprogramá-lo dentro dos prazos e condições definidos nos Procedimentos
de Rede.
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
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135
Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 240, quarta-feira, 16 de dezembro de 2020
6.6.1Quando ocorrer evento que cause danos no equipamento enquanto a
manutenção não for realizada em decorrência da reprogramação por parte do ONS, a
TRANSMISSORA poderá ser ressarcida, mediante a apresentação de relatório técnico:
a)comprovando que a não realização ou reprogramação do desligamento para
manutenção provocou danos no equipamento;
b)que a TRANSMISSORA efetuava corretamente a sua manutenção.
6.6.2O relatório técnico deve ser encaminhado pela TRANSMISSORA para
avaliação da ANEEL.
Caso fortuito ou força maior
6.7Quando a TRANSMISSORA alegar, por meio de requerimento específico, que
o desligamento de uma FT for decorrente de caso fortuito ou força maior, que interfiram
na prestação do serviço, o ONS avaliará a possibilidade de desconsideração do período
correspondente.
6.7.1O requerimento, para fins de avaliação e aprovação pelo ONS, deve ser
acompanhado de relatório técnico demonstrando que o evento foi originado por caso
fortuito ou força maior.
6.7.2No caso de desligamento de emergência, o requerimento deve comprovar
que esse foi realizado com o objetivo de evitar riscos à segurança das instalações, do
sistema ou de terceiros, sem tempo hábil para programação prévia de intervenção de
acordo com os Procedimentos de Rede.
6.7.3Cessado o evento causador do desligamento, relativo a uma FT – Linha de
Transmissão, deverão ser observados os prazos a seguir estabelecidos, a partir dos quais
será iniciada a consideração do período, classificado como OUTROS DESLIGAMENTOS, para
efeito de desconto da PVI:
no caso de queda ou dano de estrutura, independente de desprendimento ou
queda de cabo ao solo: 20 (vinte) horas para a detecção dos locais de falha, isolamento e
mobilização, adicionadas 40 (quarenta) horas para o reparo de cada estrutura afetada de
circuito simples e 50 (cinquenta) horas para o reparo de cada estrutura afetada de circuito
duplo, sem consideração de tempo adicional referente ao PERÍODO NOTURNO; e
b)no caso de desprendimento ou queda de cabo ao solo sem queda ou dano de
estrutura: 8 (oito) horas por fase ou cabo para-raios e por trecho entre estruturas, não
sendo computado o eventual Período Noturno utilizado para a localização da falha.
6.7.3.1 A TRANSMISSORA poderá solicitar prorrogação do início da contagem do
prazo de recomposição em função de dificuldades para acesso ao local relacionadas com o
evento causador do caso fortuito ou força maior, sendo necessário encaminhamento de
relatório para avaliação do ONS.
FT – Conversora
6.8Os itens 6.1 a 6.7 desta Seção não se aplicam a FT – Conversora.
6.9O cancelamento pela TRANSMISSORA de INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA
NA FT – CONVERSORA com antecedência inferior a 5 (cinco) dias em relação à data de
início prevista implicará aplicação de PVC sobre 20% (vinte por cento) do período
programado, considerando a redução da capacidade de transmissão de potência prevista
na programação.
6.10O ONS poderá não aplicar a PVC quando a TRANSMISSORA apresentar
relatório técnico demonstrando que o cancelamento foi motivado por condições climáticas
adversas.
7 PROCEDIMENTOS DE LIQUIDAÇÃO
7.1A apuração de indisponibilidades e de restrições da CAPACIDADE OPERATIVA
das instalações será considerada no sistema de apuração mensal de serviços e encargos de
transmissão, relacionada a cada TRANSMISSORA, devendo ser concluída até o 15º (décimo
quinto) dia útil do mês subsequente ao da ocorrência dos eventos e os correspondentes
descontos serem efetivados a partir do mês seguinte ao da apuração.
7.2Os valores de PVA, PVI, PVRO e PVC deverão ser simultaneamente
descontados das receitas das TRANSMISSORAS e subtraídos dos encargos de uso do
sistema de transmissão devidos pelos usuários.
7.2.1Os valores deverão ser rateados entre os usuários responsáveis pelo
pagamento da receita da FT que sofreu aplicação de PVA, PVI e/ou PVRO na proporção
direta dos seus respectivos encargos de uso do mês anterior ao de desconto.
7.2.2Quando houver suspensão da aplicação dos descontos, caso a decisão do
mérito seja favorável à cobrança, os valores devidos deverão ser atualizados pelo ONS para
o mês do início da cobrança, utilizando o respectivo índice de atualização contratual da
RECEITA ANUAL PERMITIDA (RAP).
7.2.3Quando houver recontabilização de descontos, os valores a serem
cobrados ou devolvidos deverão ser atualizados pelo ONS para o mês da recontabilização,
utilizando o respectivo índice de atualização contratual da RECEITA ANUAL P E R M I T I DA
(RAP).
8 REFERÊNCIAS
Arts. 6°, 29, incisos I, II, VII e X, e 31, incisos I e IV, da Lei n° 8.987, de 13 de
fevereiro de 1995.
Art. 25, §§ 1° e 2°, da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995.
Arts. 3°, 4°, incisos XV e XVI, 12, inciso I, e 17, § 3°, Anexo I, do Decreto n°
2.335, de 6 de outubro de 1997.
Art. 75-A, inciso I do Decreto n°5.163, de 30 de julho de 2004, com redação
dada pelo Decreto n° 10.272, de 12 de março de 2020.
Lei n° 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
Processo SIC n° 48500.005637/2002-31.
Processo SIC n° 48500.001934/2017-19.
Processo SIC n° 48500.002536/2017-10.
9 ANEXOS
9.1 ANEXO I – PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS E
FATORES Ko E Kp.
ANEXO I – PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS E FATORES Ko E Kp.
. FT Família de FT Padrão de Frequência de Outros
Desligamentos (desl./ano)
Fator Ko Fator Kp
.
. MG (*) não possui 150 10
. £ 5km(*) 1 150 10
. >5km e
£ 5 0 Km ( * )
1
. >50km – 230kV 3
. LT 345kV 2
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 909, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Aprova as Regras de Comercialização de Energia
Elétrica aplicáveis ao Sistema de Contabilização e
Liquidação – SCL e dá outras providências, aprova as
Regras de Comercialização de Energia Elétrica
aplicáveis ao Sistema de Contabilização e Liquidação
– SCL, revoga a Resolução Normativa nº452, de 11 de
outubro de 2011 e dá outras providências.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em
vista o disposto no art. 3º, incisos XIV e XVII da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996,
nos arts. 1º e 4º da Lei n º 10.848, de 15 de março de 2004, no art. 1º, §1º, inciso II, e
no art. 2º, §1º, do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e o que consta do processo
nº 48500.001414/2020-01, resolve:
Art. 1º Aprovar as Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao
Sistema de Contabilização e Liquidação – SCL na forma dos módulos do Anexo I, conforme
respectiva vigência.
Art. 2º A partir da contabilização de janeiro de 2022, os Contratos Bilaterais
Regulados – CBRs dos agentes de distribuição deverão ser registrados pela CCEE.
Parágrafo único. O detalhamento do processo de registro dos CBRs pela CCEE
será estabelecido no âmbito dos Procedimentos de Comercialização.
DA CONSOLIDAÇÃO DAS REGRAS DE COMERCIALIZAÇÃO
Art. 3º O inciso II do art. 9º e o inciso III do art. 16 da Resolução Normativa nº
337, de 11 de novembro de 2008, alterados pela Resolução Normativa nº 452, de 11 de
outubro de 2011, permanecem com a seguinte redação:
“Art. 9º …………………………………………………………………………………………………..
…………………………………………………………………………………………………………………
II – o pagamento dos valores devidos aos Agentes Vendedores de Energia de
Reserva, nos termos dos CERs celebrados e consideradas as cessões de energia de reserva
realizadas; e
………………………………………………………………………………………………………..”(NR)
“Art. 16. ………………………………………………………………………………………………….
……………………………………………………………………………………………………………….
III – à receita auferida com a liquidação de energia de reserva no mercado de
curto prazo e com as cessões de energia de reserva registradas;
…………………………………………………………………………………………………………”(NR)
Art. 4º As subcláusulas 6.A.2, 7.3 e 6.2 dos Contratos de Energia de Reserva –
CERs resultantes do 1º, 3º e 4º Leilões de Energia de Reserva, respectivamente, fonte
biomassa, suprimidas, por inaplicáveis, pela Resolução Normativa nº 452, de 11 de outubro
de 2011, permanecem suprimidas.
DISPOSIÇÕES FINAIS
Art. 5º Excluir a Subcláusula 5.9 dos Contratos de Comercialização de Energia
no Ambiente Regulado – CCEARs na modalidade por disponibilidade, produto BIOMASSA –
CVU NULO, e a Subcláusula 5.10 dos CCEARs na modalidade por disponibilidade, produto
BIOMASSA – com CVU, celebrados em decorrência dos Leilões nº 4/2017-ANEEL (LEN – A4), nº 1/2018-ANEEL (LEN – A-4), nº 3/2018-ANEEL (LEN – A-6), nº 3/2019-ANEEL (LEN – A4) e nº 4/2019-ANEEL (LEN – A-6).
Parágrafo único. A CCEE deverá providenciar o aditamento dos CCEARs de que
trata o caput.
Art. 6º Fica revogada a Resolução Normativa nº 452, de 11 de outubro de
2011.
Art. 7º Esta Resolução entra em vigor 1º de janeiro de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
ANEXO I
DA RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 909, de 2020 – Módulos das Regras de Comercialização
. Módulo Vigência Versão
aprovada
. Preço de Liquidação das Diferenças jan/2021 2021.1.0
. Contratos jan/2021 2021.1.0
. Tratamento de Exposições jan/2021 2021.1.0
. Comprometimento de Usinas jan/2021 2021.1.0
. Encargos jan/2021 2021.1.0
. Consolidação de Resultados jan/2021 2021.1.0
. Penalidades de Energia jan/2021 2021.1.0
. Cálculo do Desconto Aplicado à TUSD/TUST jan/2021 2021.1.0
. Reajuste dos Parâmetros da Receita de CCEAR jan/2021 2021.1.0
. Receita de Venda de CCEAR jan/2021 2021.1.0
. Alocação de Geração Própria – AGP jan/2021 2021.1.0
. Alocação de Geração Própria – AGP jan/2022 2022.1.0
. Penalidade de Energia de Reserva jan/2022 2022.1.0
. 440kV 2
. 500kV 2
. 750kV 3
. Cabo Isolado(*) não possui 50 2,5
. C C AT ( * ) 3 50 10
. TR Trifásico (*) 1 50 5,0
. £345kV 1 150 10
. >345kV 1
. CR R EA £345kV 1 150 10
. >345kV 1
. CRE (*) 3 150 7,5
. CSI (*) 3 50 2,5
. BC (*) 3 100 5,0
. CSE (*) 3 150 7,5
(*) Qualquer nível de tensão.
L EG E N DA :
LT: Linha de Transmissão
TR: Transformação
CR: Controle de Reativo
REA: Reator
CRE: Compensador Estático
CSI: Compensador Síncrono
BC: Banco de Capacitor
CSE: Compensação Série
CCAT: Corrente Contínua em Alta Tensão
Kp: Fator multiplicador para DESLIGAMENTO PROGRAMADO
Ko: Fator multiplicador para OUTROS DESLIGAMENTOS
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
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Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 240, quarta-feira, 16 de dezembro de 2020
PORTARIA Nº 6.612, DE 11 DE DEZEMBRO DE 2020
Aprova o Plano de Gestão Anual – PGA da ANEEL para o exercício 2021.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista o disposto nos artigos 17, 18, 19 e 21 da Lei
n
o 13.848, de 25 de junho de 2019, em conformidade com deliberação da Diretoria e de acordo com o que consta do Processo no 48500.006033/2020-19, resolve:
Art. 1º Aprovar na forma do anexo, o Plano de Gestão Anual – PGA da ANEEL para o exercício 2021.
Art. 2º O PGA poderá ser revisto a qualquer tempo, mediante aprovação da Diretoria, com vistas à sua adequação ao contexto em que a Agência está inserida.
Art. 3º As atividades prioritárias da Agenda Regulatória 2021-2022, fazem parte do PGA 2021 e constam na Portaria no 6.606, de 8 de dezembro de 2020.
Art. 4º Os documentos referentes ao PGA 2021 da ANEEL encontram-se disponíveis em http://www.aneel.gov.br/biblioteca.
Art. 5º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
ANEXO
Plano de Gestão Anual – 2021
(Em cumprimento a Lei no 13.848 de 27 de junho de 2019)
Ciclo 1º de janeiro de 2021 a 31 de dezembro de 2022
. Tipo
. Finalístico
. Alinhamento com o Planejamento Estratégico
. OE 3 – Aperfeiçoar, simplificar e consolidar a regulação
. Ação
. 1 – Regulamentar os Serviços de Energia Elétrica
. Resultados Esperados
. Regulamentar as políticas e diretrizes do governo federal para a exploração dos serviços de energia elétrica, definindo padrões de qualidade do atendimento e de segurança compatíveis
com as necessidades regionais, com foco na viabilidade técnica, econômica e ambiental das ações, com a finalidade de promover o uso eficaz e eficiente de energia elétrica e proporcionar
condições para a livre competição no mercado de energia elétrica. As atividades prioritárias da Agenda Regulatória da ANEEL para 2021 contam do ANEXO.
. Meta Anual (unidade)
. 35,00
. Indicador
. Quantidade de Resoluções Normativas Emitidas
. Orçamento
. R$ 5.958.610,00
. Cronograma de desembolso
. UORG 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total
. SRT R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. S GT R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. SPE R$140.602,75 R$25.620,04 R$99.579,74 R$400.357,47 R$666.160,00
. SRD R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. SRG R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. SRM R$0,00 R$250.629,00 R$0,00 R$0,00 R$250.629,00
. SAF R$51.308,42 R$160.757,82 R$62.400,07 R$95.533,70 R$370.000,00
. SGE R$0,00 R$259.938,00 R$0,00 R$0,00 R$259.938,00
. SGI R$997.970,75 R$997.970,75 R$997.970,75 R$997.970,75 R$3.991.883,00
. SRH R$0,00 R$0,00 R$210.000,00 R$210.000,00 R$420.000,00
. Total R$1.189.881,91 R$1.694.915,60 R$1.369.950,57 R$1.703.861,92 R$5.958.610,00
Quadro 1- Regulamentar os Serviços de Energia Elétrica.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SIGANEEL e valores informados pela SAF.
. Tipo
. Finalístico
. Alinhamento com o Planejamento Estratégico
. OE 5 – Aprimorar os processos de Leilão e de gestão das outorgas com foco no cumprimento dos contratos
. Ação
. 2 – Realizar Outorgas de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica
. Resultados Esperados
. Esta ação tem por objetivo realizar licitações para contratação de energia elétrica e para concessão de empreendimentos de geração hidroelétrica, bem como para concessões de
transmissão de energia elétrica da Rede Básica, em conformidade com o planejamento da expansão do setor elétrico; autorizar atividades de geração, transmissão e comercializadores de
energia elétrica; e regularizar a atuação das cooperativas de eletrificação rural, mediante outorga de permissão ou autorização para atividades de distribuição de energia elétrica em áreas
rurais.
. Meta Anual (unidade)
. 314
. Indicador
. Quantidade de Outorgas Emitidas
. Orçamento
. R$ 9.988.828,00
. Cronograma de desembolso
. UORG 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total
. SC T R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. S CG R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. SEL R$80.189,16 R$26.471,92 R$73.100,41 R$149.358,50 R$329.120,00
. SGE R$23.024,25 R$163.000,99 R$404.690,82 R$501.021,93 R$1.091.738,00
. SAF R$14.749,10 R$105.267,65 R$66.393,44 R$140.589,81 R$327.000,00
. SGI R$957.199,55 R$4.220.139,04 R$991.575,77 R$1.337.055,65 R$7.505.970,00
. SRH R$0,00 R$0,00 R$367.500,00 R$367.500,00 R$735.000,00
. Total R$1.075.162,06 R$4.514.879,60 R$1.903.260,45 R$2.495.525,90 R$9.988.828,00
Quadro 2 – Outorgas de Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SIGANEEL e valores informados pela SAF.
. Tipo
. Finalístico
. Alinhamento com o Planejamento Estratégico
. OE 6 – Otimizar os processos de fiscalização com foco no monitoramento, na prevenção e na melhoria da qualidade do serviço prestado.
. Ação
. 3 – Fiscalizar os Serviços de Energia Elétrica
. Resultados Esperados
. Verificar o cumprimento das obrigações constituídas aos agentes nos atos de outorgas e em dispositivos regulamentares, visando garantir o atendimento aos consumidores, em padrões
de qualidade, custo, prazo e segurança, compatíveis com os requisitos adequados à finalidade dos serviços.
. Meta Anual (unidade)
. 1.316
. Indicador
. Quantidade de monitoramentos e ações de campo realizados
. Orçamento
. R$ 33.632.708,00
. Cronograma de desembolso
. UORG 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total
. SFF R$941.254,32 R$695.965,84 R$618.075,48 R$825.637,37 R$3.080.933,00
. SFE R$5.066.296,13 R$4.066.757,16 R$1.839.081,69 R$6.665.606,02 R$17.637.741,00
. S FG R$1.469.135,56 R$1.007.449,50 R$1.335.512,07 R$1.829.328,87 R$5.641.426,00
. SGE R$115.920,02 R$468.090,10 R$950.588,73 R$336.951,15 R$1.871.550,00
. SRH R$0,00 R$630.000,00 R$630.000,00 R$1.260.000,00
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. SAF R$206.079,09 R$381.829,77 R$514.889,61 R$357.201,53 R$1.460.000,00
. SGI R$174.917,46 R$334.514,39 R$722.433,32 R$1.449.192,83 R$2.681.058,00
. Total R$7.973.602,57 R$6.954.606,75 R$6.610.580,90 R$12.093.917,77 R$33.632.708,00
Quadro 3 – Fiscalizar os Serviços de Energia Elétrica.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SIGANEEL e valores informados pela SAF.
. Tipo
. Finalístico
. Alinhamento com o Planejamento Estratégico
. OE 2 – Assegurar a prestação de serviços de energia elétrica de qualidade e com preços e tarifas justos
. Ação
. 4 – Promover as ações de Ouvidoria Setorial da ANEEL
. Resultados Esperados
. Dirimir as divergências entre concessionários, permissionários, autorizados, produtores independentes e autoprodutores, e entre esses agentes e os consumidores, inclusive ouvindo
diretamente as partes envolvidas; mediar conflitos decorrentes da ação reguladora e fiscalizadora no âmbito dos serviços de energia elétrica, nos termos da legislação em vigor; identificar
falhas ou lacunas regulatórias, contribuindo para o aprimoramento do processo regulatório e reduzindo os pontos de conflitos entre os agentes; atender a reclamações e a outras
solicitações de consumidores quanto à prestação dos serviços de energia elétrica, por meio da operação e manutenção da CTA; uniformizar as ações relativas aos atendimentos e
tratamentos das solicitações dos consumidores entre a ANEEL, as agências conveniadas e as concessionárias.
. Meta Anual (unidade)
. 2.369.000
. Indicador
. Quantidade de ações promovidas
. Orçamento
. R$ 26.795.201,00
. Cronograma de desembolso (estimativa)
. UORG 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total
. SMA R$7.095.951,80 R$4.759.229,52 R$5.209.616,95 R$7.505.425,73 R$24.570.224,00
. SGE R$207.950,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$207.950,00
. SAF R$6.835,59 R$26.850,92 R$34.309,74 R$37.003,76 R$105.000,00
. SRH R$0,00 R$0,00 R$52.500,00 R$52.500,00 R$105.000,00
. SGI R$0,00 R$1.573.109,91 R$0,00 R$233.917,09 R$1.807.027,00
. Totais Anuais R$7.310.737,39 R$6.359.190,35 R$5.296.426,69 R$7.828.846,57 R$26.795.201,00
Quadro 4 – Ouvidoria Setorial da Agência Nacional de Energia Elétrica.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SIGANEEL e valores pela SAF.
. Tipo
. Gestão
. Alinhamento com o Planejamento Estratégico
. OE 7 – Aprimorar a efetividade da participação pública e da comunicação com a sociedade.
. Ação
. 5 – Proporcionar a Participação Pública
. Resultados Esperados
. 1) Realização de tomadas de subsídio, consultas e audiências públicas à sociedade, agentes e consumidores, para dar maior sustentação ao processo de regulação. 2) Fomento à
participação dos conselhos de consumidores nos processos de regulação e fiscalização. 3) Promoção do relacionamento institucional da ANEEL com a sociedade, envolvendo órgãos do
Poder Executivo, Legislativo e Judiciário, no âmbito federal, estadual e municipal, universidades, organismos nacionais e internacionais e associações representativas dos agentes regulados
e dos consumidores. 4) Promoção de programas educativos e informativos aos consumidores e agentes setoriais, por meio de publicações que atendam às expectativas e necessidades
desses públicos, bem como pelo planejamento e organização de eventos, com vistas à integração entre ANEEL e sociedade. 5) Realização de pesquisas de opinião pública para avaliar: a
satisfação do consumidor; a qualidade do serviço de energia elétrica e as expectativas dos agentes setoriais e dos consumidores em relação ao tema.
. Meta (unidades)
. 69
. Indicador
. Quantidade de ações realizadas
. Orçamento
. R$ 6.757.065,00
. Cronograma de desembolso
. UORG 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total
. AID R$376.222,04 R$2.714.832,62 R$664.653,01 R$1.678.768,33 R$5.434.476,00
. SAF R$6.499,50 R$52.376,51 R$56.301,08 R$17.822,90 R$133.000,00
. SRH R$0,00 R$0,00 R$52.500,00 R$52.500,00 R$105.000,00
. SGI R$152.398,85 R$123.156,13 R$110.627,56 R$698.406,47 R$1.084.589,00
. Totais R$535.120,39 R$2.890.365,26 R$884.081,65 R$2.447.497,70 R$6.757.065,00
Quadro 5 – Proporcionar a Participação Pública na Agenda Regulatória do Setor Elétrico.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SIGANEEL e valores informados pela SAF.
. Tipo
. Gestão
. Alinhamento com o Planejamento Estratégico
. OE 12 – Valorizar pessoas e desenvolver competências com foco em resultados
. Ação
. 6 – Capacitar os Servidores Públicos Federais em processo de qualificação e requalificação
. Resultados Esperados
. Realização de ações diversas voltadas ao treinamento de servidores, tais como custeio dos eventos, pagamento de passagens e diárias aos servidores, quando em viagem para capacitação,
taxa de inscrição em cursos, seminários, congressos e outras despesas relacionadas à capacitação de pessoal. Promover a qualificação e a requalificação de pessoal com vistas à melhoria
continuada dos processos de trabalho, dos índices de satisfação pelos serviços prestados à sociedade e do crescimento profissional.
. Meta Anual (unidade)
. 600
. Indicador
. Quantidade de Servidores Capacitados
. Orçamento
. R$ 2.108.401,00
. Cronograma de desembolso
. UORG 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total
. SRH R$19.731,26 R$112.759,99 R$55.467,75 R$152.040,99 R$340.000,00
. SAF R$574.764,37 R$413.664,28 R$284.880,92 R$495.091,43 R$1.768.401,00
. Total R$594.495,63 R$526.424,27 R$340.348,68 R$647.132,42 R$2.108.401,00
Quadro 6 – Capacitar os Servidores Públicos Federais em Processo de Qualificação e Requalificação.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SIGANEEL e valores informados pela SAF.
. Tipo
. Gestão
. Alinhamento com o Planejamento Estratégico
. OE 14 – Melhorar a infraestrutura física, os recursos materiais e os serviços administrativos.
OE 15 – Modernizar a infraestrutura e soluções de Tecnologia da Informação.
. Ação
. 7. Administrar a ANEEL
. Resultados Esperados
. A ação compreende: serviços administrativos ou de apoio; manutenção e uso de frota veicular; manutenção e conservação de bens imóveis próprios da União, cedidos ou alugados;
despesas com tecnologia de informação e comunicações, sob a ótica meio, que incluem o desenvolvimento de sistemas de informações, aquisição de equipamentos e contratação de
serviços técnicos e administrativos de apoio, desde que voltados à administração geral de cada Órgão; capacitação de servidores em temas e ferramentas de uso geral; despesas com
viagens e locomoção, incluindo aquisição de passagens, pagamento de diárias e afins; realização de estudos que têm por objetivo elaborar, aprimorar ou dar subsídios à formulação de
políticas públicas; promoção de eventos para discussão, formulação e divulgação de políticas etc; produção e edição de publicações para divulgação e disseminação de informações sobre
políticas públicas; demais atividades-meio necessárias à gestão e à administração da unidade.
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. Meta Anual ADM da Unidade
. Executar 100% do PLOA
. Indicador
. Orçamento Executado/Orçamento PLOA
. Orçamento
. R$ 51.759.187,00
. Cronograma de desembolso
. UORG 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total
. SAF R$3.891.315,06 R$6.639.641,78 R$4.719.831,94 R$6.664.826,23 R$21.915.615,00
. AID R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. AIN R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. PGE R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. SGE R$1.304.746,94 R$1.714.094,71 R$1.978.178,81 R$1.965.614,54 R$6.962.635,00
. SGI R$1.799.083,74 R$10.478.050,79 R$1.837.739,79 R$2.428.915,68 R$16.543.790,00
. S LC R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00 R$0,00
. SRH R$168.983,25 R$1.174.840,15 R$1.996.949,26 R$2.996.374,34 R$6.337.147,00
. Total R$7.164.128,98 R$20.006.627,43 R$10.532.699,80 R$14.055.730,79 R$51.759.187,00
Quadro 7 – Administrar a ANEEL.
Fonte: Elaboração própria a partir de dados do SIGANEEL e valores informados pela SAF.
DESPACHO Nº 3.463, DE 9 DE DEZEMBRO DE 2020
A DIRETORA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas
atribuições regimentais, com fulcro no disposto no §1º do artigo 14 da Norma do Organização
ANEEL nº 001, revisada pela Resolução Normativa ANEEL nº 273, de 10 de julho de 2007, e no
que consta no Processo nº 48500.006898/2019-33, decide extinguir, por exaurimento de
finalidade, o requerimento administrativo, com Pedido de Medida Cautelar, interposto pela
Move Energia Renovável Ltda., com vistas ao deferimento pela Cemig Distribuição S.A. de
solicitações de acesso para conexão de usinas fotovoltaicas.
ELISA BASTOS SILVA
DESPACHO Nº 3.464, DE 9 DE DEZEMBRO DE 2020
A DIRETORA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de
suas atribuições regimentais, com fulcro no disposto no §1º do artigo 14 da Norma do
Organização ANEEL nº 001, revisada pela Resolução Normativa ANEEL nº 273, de 10 de
julho de 2007, e no que consta no Processo nº 48500.003827/2016-00, decide extinguir,
por exaurimento de finalidade, o requerimento administrativo, com pedido de
reconsideração interposto pela Companhia Hidro Elétrica do São Francisco em face da
Resolução Autorizativa nº 8.523, de 21 de janeiro de 2020.
ELISA BASTOS SILVA
DESPACHO N° 3.465, DE 9 DE DEZEMBRO DE 2020
A DIRETORA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso de
suas atribuições regimentais como diretora relatora, tendo em vista o parágrafo 1º, do
artigo 14, da Resolução Normativa da ANEEL nº 273, de 10 de julho de 2007, e o Processo
nº 48500.000297/2019-17, decide extinguir o Pedido de Reconsideração interposto pelas
Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. em face do Despacho nº 3.090, de 2018, por ter
sido exaurida sua finalidade.
ELISA BASTOS SILVA
DESPACHO N° 3.541, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das
suas atribuições regimentais, tendo em vista o que consta do Processo nº
48500.006817/2019-03, decide declarar extinto o referido processo, considerando exaurida
sua finalidade, nos termos do art. 14 da Norma de Organização ANEEL nº 001, aprovada
pela Resolução Normativa nº 273, de 2007.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
DESPACHO Nº 3.550, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso
das suas atribuições regimentais, tendo em vista a deliberação da Diretoria e o que consta do
Processo nº 48500.004563/2020-14, decide conhecer e, no mérito, negar provimento ao
Pedido de Reconsideração interposto pela Advocacia Luiz Felipe contra a Resolução
Autorizativa nº 9.439, de 10 de novembro de 2020, que autorizou a Companhia de Transmissão
de Energia Elétrica Paulista – Cteep, a implantar reforços em instalação de transmissão sob sua
responsabilidade e estabeleceu os valores das correspondentes parcelas da Receita Anual
Permitida – RAP.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES
E AUTORIZAÇÕES DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 3.535, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº 48500.002277/2008-28. Interessado: Ijuí Centenária Geração SPE Ltda. Decisão:
alterar as características técnicas e o sistema de transmissão de interesse restrito da PCH
Sede II, cadastrada no CEG sob o nº PCH.PH.RS.037300-1.01. A íntegra deste Despacho e
seus Anexos constam dos autos e estarão disponíveis em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 3.543, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº 48500.002657/2014-19. Interessados: Parque Eólico Ventos de São Januário 06
S.A. Decisão: Liberar a unidade geradora para início da operação comercial a partir de 16 de
dezembro de 2020. Usina: EOL Ventos de São Januário 06. Unidades Geradoras: UG6 de 4.200
kW. Localização: Municípios de Campo Formoso, Estado da Bahia. A íntegra deste Despacho
consta dos autos e estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE MEDIAÇÃO ADMINISTRATIVA,
OUVIDORIA SETORIAL E PARTICIPAÇÃO PÚBLICA
DESPACHO Nº 3.534, DE 14 DE DEZEMBRO DE 2020
Processo nº 48500.006250/2019-67. Interessados: João Lopes Guerreiro, unidade
consumidora nº 6/2056443-1, e Energisa Mato Grosso S.A. Decisão: dar parcial provimento
ao recurso da distribuidora. A íntegra deste Despacho está juntada aos autos e estará
disponível no endereço eletrônico www.aneel.gov.br/biblioteca.
GUSTAVO MANGUEIRA DE ANDRADE SALES
Superintendente Adjunto
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO
DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO
DESPACHO Nº 3.521, DE 14 DE DEZEMBRO DE 2020
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO DA
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso da atribuição que lhe foi
delegada, por meio da Portaria 4.845/2017, e no que consta do processo
48500.004218/2020-81 resolve conhecer os pedidos interpostos pela Solar System Ltda. para
postergação da cobrança do MUSD da UFV Itaobim e, no mérito, negar-lhes provimento.
CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR
SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 3.539, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO DA AGÊNCIA
NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições delegadas por meio da
Portaria nº 4.163, de 30 de agosto de 2016, e tendo em vista o que consta no Processo nº
48500.004084/2016-11, decide: (i) conhecer e, no mérito, dar provimento à solicitação da
Termopernambuco S.A. para autorizar a utilização do Custo Variável Unitário – CVU da Usina
Termelétrica – UTE Termopernambuco (Código CEG: UTE.GN.PE.028031-3.01), no valor de R$
153,27/MWh (cento e cinquenta e três reais e vinte e sete centavos por megawatt-hora), a ser
aplicado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS a partir da primeira revisão do
Programa Mensal de Operação – PMO após a publicação do Despacho; e (ii) determinar à
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE a utilização do valor do CVU indicado no
item “i” para fins de contabilização da geração verificada na UTE Termopernambuco a partir do
mês de novembro de 2020.
CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA
DESPACHO Nº 3.540, DE 15 DE DEZEMBRO DE 2020
O SUPERINTENDENTE DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO DA AGÊNCIA
NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso das atribuições conferidas pelo inciso I
do art. 1º da Portaria nº 4.163, de 30 de agosto de 2016, e o que consta no Processo nº
48500.006276/2020-49, decide por conhecer do requerimento administrativo efetuado
pela Companhia Energética de São Paulo – CESP para declarar a sazonalização de garantia
física da usina hidrelétrica – UHE Paraibuna para período posterior à data de término da
outorga da usina, para, no mérito, negar-lhe provimento.
CHRISTIANO VIEIRA DA SILVA