RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.137, DE 21 DE OUTUBRO DE 2025 (parte 3 de 7)

> 50 21 9 12 13 24
Tabela 5 – >ŝŵŝƚĞƐƉĂƌĂƵŶŝĚĂĚĞĐŽŶƐƵŵŝĚŽƌĂŽƵĐĞŶƚƌĂůŐĞƌĂĚŽƌĂƐŝƚƵĂĚĂĞŵĄƌĞĂŶĆŽƵƌďĂŶĂĐŽŵƚĞŶƐĆŽĐŽŶƚƌĂƚĂĚĂч2,3 kV
Faixa de Variação dos Limites Anuais de Indicadores de
Continuidade dos Conjuntos
(DEC ou FEC)
DIC Mensal (horas)
FIC Mensal
(interrupções)
DMIC Mensal
(horas)
DICRI por evento
(horas)
DISE por evento
(horas)
чϱ 10 4 8 26 48
хϱĞчϭϬ 16 6 12 26 48
хϭϬĞчϭϱ 20 7 15 26 48
хϭϱĞчϮϬ 24 8 18 26 48
хϮϬĞчϮϱ 28 9 20 26 48
хϮϱĞчϰϬ 33 10 24 26 48
> 40 40 12 24 26 48
..............................................................................................”(NR)
Seção V
Das Regras de Transmissão
Art. 6º Aprovar a revisão do Módulo 4 - Prestação do Serviço, disposto no Anexo IV da Resolução Normativa ANEEL nº 905, de 8 de dezembro de 2020.
Art. 7º Aprovar a revisão do Módulo 6 - Coordenação e Controle da Operação, disposto no Anexo VI da Resolução Normativa ANEEL nº 905, de 8 de dezembro de 2020.
Seção VI
Do Relacionamento com o Poder Público
Art. 8º A Resolução Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021, passa a vigorar com a seguinte redação:
"Art. 371. .............................................................
Art. 371-A A distribuidora deve estabelecer canais adicionais de comunicação exclusivos ao atendimento de órgão central e representantes designados dos poderes públicos municipal,
distrital e estadual.
§ 1º Os canais dedicados devem contemplar, no mínimo:
I - atendimento telefônico;
II - atendimento presencial, com horário agendado; e
III - canal de comunicação por texto (chat) com atendimento humano, durante horário comercial.
§ 2º Canais adicionais aos dispostos no §1º podem ser livremente pactuados entre a distribuidora e os poderes públicos municipal, distrital e estadual.
§ 3º A distribuidora deve designar um ou mais representantes institucionais para atendimento exclusivo dos poderes públicos municipal, distrital e estadual, garantindo comunicação
direta e eficaz.
§ 4º A distribuidora deve agendar e realizar, sempre que solicitado pelos poderes públicos municipal, distrital e estadual, reuniões via plataforma de videoconferência com os seus
representantes institucionais.
§ 5º O atendimento telefônico exclusivo previsto no §1º deve ter, no caso de urgência/emergência, disponibilidade ininterrupta durante 24 horas por dia e 7 dias por semana, com
atendimento humano durante todo o período de funcionamento.
§ 6º No tratamento de interrupções emergenciais, a distribuidora deve observar as disposições relacionadas ao atendimento previstas no Módulo 4 do PRODIST.
§ 7º A distribuidora deve entregar e manter atualizado junto aos poderes públicos municipal, distrital e estadual a relação dos canais exclusivos e as informações de contato dos
representantes institucionais estabelecidos com os horários de atendimento.
..................................................................."(NR)
Seção VII
Das Sanções e Penalidades
Art. 9º A Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, passa a vigorar com a seguinte redação:
"Art. 11. Constitui infração do Grupo III:
(...)
XXIII - deixar de prestar informações decorrentes de interrupções no fornecimento de energia elétrica aos consumidores ou usuários, nos termos da regulação vigente."
.............................................
"Art. 12. Constitui infração do Grupo IV:
............................................
XXVI - a ausência, inadequação ou descumprimento do Plano de Contingência, nos termos da regulação vigente;
XXVII - a ausência, inadequação ou descumprimento do Plano de Manejo Vegetal, nos termos da regulação vigente; e
XXVIII - comunicar-se de forma ineficiente com o Poder Público em Situações de Emergência, nos termos da regulação vigente."
.........................................
"Art. 13. Constitui infração do Grupo V:
(...)
XIX - atuar de forma inadequada no restabelecimento do fornecimento de energia elétrica nos sistemas de distribuição; e
XX - atuar de forma inadequada no retorno à disponibilidade das instalações sob responsabilidade de concessionária de transmissão."(NR)
Seção VIII
Das Medidas Administrativas e de Cessão Emergencial
Art 10. A Agência poderá instituir Comitê de Crise quando da ocorrência de eventos climáticos severos, com no mínimo os seguintes objetivos:
I - articular, coordenar, monitorar, orientar e supervisionar as providências e medidas a serem adotadas pela ANEEL com vistas a mitigar os impactos dos eventos climáticos severos nos
segmentos de transmissão e distribuição de energia elétrica;
II - interagir com demais autoridades e instituições públicas e privadas no endereçamento de ações e no compartilhamento de informações;
§ 1º O Comitê de Crise será composto por membros indicados pela Diretoria, pela Área de Assessoria Institucional da Diretoria, pela Área de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia
Elétrica, pela Área de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo e pela Área de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica.
§ 2º O Comitê de Crise deverá ser estabelecido por Portaria emitida pelo Diretor-Geral.
§3º A Portaria que instituir Comitê de Crise deverá atender as demais disposições da Portaria nº 6.803, de 30 de janeiro de 2023, no que couber.
Art 11. A Cessão Emergencial de recursos humanos, equipamentos e materiais poderá ser realizada também entre distribuidoras e transmissoras, visando garantir a continuidade do
serviço em situações de crise, sem comprometer a segurança operacional do cedente.
Seção IX
Dos Atos e Negócios Jurídicos entre Partes Relacionadas
Art. 12 O Anexo V - Módulo V da Resolução Normativa nº 948, de 21 de novembro, passa a vigorar com a seguinte redação:
"Art. 19. ......................................................................
XIII- As cessões emergenciais de recursos humanos, equipamentos e materiais entre distribuidoras e transmissoras e suas partes relacionadas, visando garantir a continuidade do serviço
em situações de crise, são dispensadas da obrigação de que trata o art. 18, sem prejuízo da fiscalização a posteriori, desde que:
a) sejam comunicados à ANEEL em até 60 (sessenta) dias após o fim da situação emergencial, mediante relatório contendo discriminação das despesas ou custos incorridos a serem
reembolsados pela cessionária à cedente;
b) a cessionária deverá manter dossiê individualizado em sua sede contendo os documentos comprobatórios que evidenciem a neutralidade de custos e despesas reembolsados à
cedente, nos termos dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST e das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, os quais poderão ser
requisitados pela fiscalização por até 5 (cinco) anos após fim do evento emergencial.
c) As cessões emergenciais de recursos humanos, equipamentos e materiais entre distribuidoras e transmissoras e suas partes relacionadas devem ser reembolsadas pela cessionária à
cedente garantindo a neutralidade da operação, não se tratando de rateio ou prestação de serviços, e preservando a individualidade das concessões.
............................................................................"(NR)
Seção X
Das Disposições Finais e Transitórias
Art. 13. As distribuidoras devem observar os seguintes prazos para implementação das disposições desta Resolução Normativa, contados da publicação:
I - Até 90 (noventa) dias para revisar e publicar os planos de manejo vegetal, de comunicação e de contingência de que tratam os itens 103, 108 e 148 do Anexo IV da Resolução Normativa
nº 956, de 7 de dezembro de 2021, com redação dada pelo art. 3º desta Resolução Normativa;
II - Até 180 (cento e oitenta) dias para implementar o registro das interações com o Poder Público Municipal em relação ao serviço de manejo da vegetação que apresente risco à
segurança das redes elétricas e a continuidade do fornecimento, conforme dispõe o item 104 do Anexo IV da Resolução Normativa nº 956, de 7 de dezembro de 2021, com redação dada pelo art.
3º desta Resolução Normativa;
III - Até 180 (cento e oitenta) dias para implementar os mecanismos de comunicação ao consumidor sobre a previsão de reestabelecimento do serviço e demais informações de que trata
o item 105 do Anexo IV da Resolução Normativa nº 956, de 7 de dezembro de 2021, com redação dada pelo art. 3º desta Resolução Normativa;
IV - Até 180 (cento e oitenta) dias para disponibilizar em sítio eletrônico o número total de unidades consumidoras afetadas por interrupções em mapa, conforme dispõe o item 106 do
Anexo IV da Resolução Normativa nº 956, de 7 de dezembro de 2021, com redação dada pelo art. 3º desta Resolução Normativa;
V - Até 180 (cento e oitenta) dias para disponibilizar em sítio eletrônico as informações relacionadas às ocorrências abertas, conforme dispõe o item 107 do Anexo IV da Resolução
Normativa nº 956, de 7 de dezembro de 2021, com redação dada pelo art. 3º desta Resolução Normativa;
VI - Até 180 (cento e oitenta) dias mês para iniciar as apurações do Duração da Interrupção Individual ocorrida em Situação de Emergência por Unidade Consumidora ou por Ponto de
Conexão - DISE e observar as disposições da Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST com o corresponde pagamento de compensações por transgressão desse indicador, com efeitos retroativos a 2 meses
após a publicação da norma;
Parágrafo único. Os planos de contingência em vigor na data desta Resolução devem ser publicados em seu sítio eletrônico na Internet, respeitadas as disposições legais.
Art. 14. As distribuidoras devem implantar processo de comunicação e acompanhamento da evolução dos eventos climáticos severos de que trata o item 114 do Anexo IV da Resolução
Normativa nº 956, de 7 de dezembro de 2021, em até 30 (trinta) dias, contados da publicação das instruções pela ANEEL.
Art. 15. As distribuidoras devem disponibilizar a API de que trata item 113 do Anexo IV da Resolução Normativa nº 956, de 7 de dezembro de 2021, com redação dada pelo art. 3º desta
Resolução Normativa em até 60 (sessenta) dias, contados da publicação das instruções pela ANEEL.
Art. 16 As distribuidoras deverão informar e manter, por até cinco anos, em seu sítio eletrônico, os indicadores estabelecidos nos incisos V e VI do caput do art. 4º do Decreto 12.068, de
20 de julho de 2024, em até 30 dias, contados da publicação das instruções pela ANEEL.
Art. 17. As transmissoras têm 90 (noventa) dias, a partir da publicação, para implementar as disposições dos artigos 6º e 7º desta Resolução Normativa.
Art. 18. As disposições não listadas nos artigos 13, 14 15 e 16 devem ser implementadas na data de publicação desta Resolução Normativa.
Art. 19. Revoga-se o inciso VIII do art. 621 da Resolução Normativa nº 1.000 de 2021.
Art. 20. Revoga-se a alínea b do item 14 do Módulo 9 do PRODIST, constante do anexo IX da Resolução Normativa nº 956 de 2021.
Art. 21. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 1_MME_30_003
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1_MME_30_019
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Regras dos Serviços de Transmissão de
Energia Elétrica
Módulo 4 – Prestação dos Serviços
SEÇÃO 4.0 – INTRODUÇÃO
1 OBJETIVO
1.1 Estabelecer as Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica no sistema elétrico brasileiro, no que diz respeito à prestação do serviço.
2 ABRANGÊNCIA
2.1 Os dispositivos deste módulo deverão ser observados por todos os prestadores de serviço público de transmissão do sistema elétrico brasileiro.
3 CONTEÚDO
3.1 O 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.
e) Seção 4.4 – PLANOS DE CONTINGÊNCIA: estabelece as disposições relativas Aos planos de contingência de INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de REDE BÁSICA.
3.2 Este 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 inclui a Seção 4.4 – PLANOS DE CONTINGÊNCIA no Módulo 4 das Regras de Transmissão.
5 REFERÊNCIAS
5.1 Não há referências nesta seção.
6 ANEXOS
6.1 Não há anexos nesta seção.
SEÇÃO 4.1 – CAPACIDADE OPERATIVA
1 OBJETIVO
1.1 Estabelecer 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.
1.2 Estabelecer os procedimentos para determinação de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do
sistema elétrico.
1.3 Estabelecer 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
2.1 As FUNÇÕES TRANSMISSÃO (FT) estão dispostas no Anexo I dessa seção.
2.2 O 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.
2.2.1 Essas 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.
2.3 Os 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.
2.3.1 As alterações posteriores na CAPACIDADE OPERATIVA das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO serão contempladas, de imediato, nos documentos operativos.
2.4 A 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.
2.4.1 O 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.
2.5 A CAPACIDADE OPERATIVA DE CR será utilizada no âmbito do SIN, para qualquer condição de operação, nos termos da respectiva especificação técnica.
2.6 As 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.
2.7 As 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)
3.1 A 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.
3.2 A 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
Fator 1,42 1,33 1,26 1,24 1,23 1,19 1,17 1,15 1,12
3.3 As 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.
3.4 O 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.
3.4.1 Os valores das CAPACIDADES OPERATIVAS SAZONAIS DE LT serão incorporados aos documentos operativos dos PROCEDIMENTOS DE REDE, para fins da coordenação e operação do
SIN.
3.4.2 As 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)
4.1 A 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.
4.2 A 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.
4.3 O 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.
4.3.1 A 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.
4.3.2 A utilização de TR com carga até 30% acima da respectiva corrente nominal, nas condições estabelecidas para CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO DE TR, deverá obedecer
aos requisitos estabelecidos e incorporados aos documentos operativos dos PROCEDIMENTOS DE REDE.
4.3.3 O 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.
4.3.4 O disposto no item 4.3 também deverá ser incorporado aos CCT para aplicação de carga em TR integrantes das DIT.
4.4 As 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:
a) 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.
4.4.1 A 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
4.5 Os 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.
4.5.1 Os 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.
4.6 Considerar-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”.
4.7 Não será devido adicional financeiro por perda adicional de vida útil em TR nas seguintes condições:
a) 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.
4.8 Quando 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.
4.8.1 O 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.
4.8.2 O 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.
4.8.3 Os 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.
4.8.4 Quando 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.
4.8.5 Para o cálculo do Fator de Carregamento “S” deverão ser utilizados os seguintes parâmetros:
a) 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:
i. 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
ii. 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.
4.8.6 Aprovado o requerimento, o adicional financeiro será incluído na próxima APURAÇÃO MENSAL DE SERVIÇOS E ENCARGOS (AMSE), de acordo com os PROCEDIMENTOS DE REDE.
4.9 O 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:
a) 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.
4.10 As 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.
4.10.1 Os critérios e os procedimentos de análise e liquidação deverão ser estabelecidos nos CCT.
4.10.2 O 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.
4.11 Os 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.
4.12 A 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
5.1 Os 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.
5.2 Os 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.
5.2.1 Na 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.
5.2.2 Quando 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.
5.2.3 O 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.
5.2.4 Durante 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 DURAÇÃO e/ou da DE CURTA DURAÇÃO das instalações afetadas.
5.2.5 Quando 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)
6.1 O 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 BÁSICA;
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).
6.1.1 As 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).
8.2 ANEXO II – CÁLCULO DA CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE LINHAS AÉREAS DE TRANSMISSÃO
8.3 ANEXO 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)
FUNÇÃO TRANSMISSÃO(FT) EQUIPAMENTO PRINCIPAL EQUIPAMENTOS COMPLEMENTARES
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.
TRANSFORMAÇÃO (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 Linhade Transmissão comcondutores aéreos, a sua capacidade de carregamento em períodos de longaduração, 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.