RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.137, DE 21 DE OUTUBRO DE 2025 (parte 4 de 7)

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 (o
C)
Tc Temperatura de projeto (o
C)
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 20o
C( /m)
RAC Resistência elétrica do condutor em AC a 20o
C( 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 (o
c)
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:
+ = +
Ou
= + −
Eq.1
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:
= CA *RTCAC Eq.2
TCAC
= AC ∗ [1 + AC ∗ ( − 20)] Eq.3
onde:
TCAC
: 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:
= DC *RTCDC
Eq.4
TCDC
= DC ∗ [1 + DC ∗ ( − 20)] Eq.5
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:
= π*λ ∗ ( − )*Nu Eq.6
= 2,42*10 + 7,2*10 *T Eq.7
=
+
2
Eq.8
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:
Nu = *Re Eq.9
onde:
Re: é o número de Reynolds.
3.1.2. O número de Reynolds pode ser calculado pela Eq.10:
=
D*V* DRA
Eq.10
onde:
DRA = , ∗ ∗ Eq.11
e é a viscosidade cinemática, determinada pela Eq.12:
= 1,32*10 + 9,5*10 *T 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:
RR =
2*( − 2 ∗ )
Eq.13
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:
Nu = Nu 90( + ∗ (senδ)m1) Eq.14
onde:
para 0°. ≤d ≤ 24°.
A1 = 0,42, B2 = 0,68 e m1 = 1,08
para 24°. < d ≤ 90°.
A1 = 0,42, B2 = 0,58 e m1 = 0,90
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:
PRA = 0,715 − 2,5*10 *T Eq.15
=
∗ ( − )*g
+ 273 ∗
Eq.16
3.2.2. Definidos estes números, o Número de Nusselts é calculado pela Eq.17:
NU = ∗ ( *NPRA)m2 Eq.17
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 Até
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:
= σ*ε*π*D*((Tc + 273) − (Ta + 273) ) Eq.18
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:
= *D*I Eq.19
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. ConversãodovalordaCorrenteemDCparaCorrenteemAC
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:
AC =
DC
1,0123 + 2,36*10
Eq.20
6.2. Paracondutorescom1ou2camadasdetentosdealumíniocalcula-se:
Ik =
DC
Eq.21
SeIk≤0,742:
IAC =IDC Eq.22
Se0,742≤Ik≤2,486:
AC =
DC
[1+0,02(25,62−133,9 +288,8 −334,5 +226,5 −89,73 +19,31 −1,744 )] /
Eq.23
Se2,486≤Ik≤3,908:
AC =
DC
[1+0,02(2,978−22,02 +24,87 −11,64 +2,973 −0,4135 +0,02445 )] /
Eq.24
SeIk>3,908:
AC =
DC
(1,1) /
Eq.25
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:
AC =
+ −
TCAC
Eq.26
ANEXOIII–METODOLOGIAPARADEFINIÇÃODOLIMITEDECARREGAMENTODELINHASDETRANSMISSÃOEMREGIMEDECURTADURAÇÃO
1. ConceituaçãodeEmergência
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) Terduraçãoinferiora4dias,e
b) Osomatóriodasemergênciasembaseanualnãodeveexcedera5%dototaldehorasemregimenormaldeoperação(aproximadamente 432horas).
2. DelimitaçãodaCondiçãodeEmergência
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) AcorrenteemCONDIÇÃODEEMERGÊNCIAdeveserumvalorsuperioràcorrentenormal,limitadaemsuaduração;e
b) Asdistânciasdesegurançaespecificadasparaas CONDIÇÕESDEEMERGÊNCIAdevemserrespeitadasduranteaoperaçãonestascondições.
3. TemperaturaMáximanosCabosCondutores
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(máquinasagrícolas,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:
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 NESC;
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
Fator 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 CARREGAMENTO
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:
=
∑ ⋅ ⋅
∑
=
∑ ⋅
∑
[ ] Eq.1
onde:
S: fator de carregamento;
Vsi: fator multiplicador associado à perda de vida útil, em cada um dos intervalos de tempo Δti 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 Δti no qual o período do ciclo de carga foi estratificado;
Δti: intervalo de tempo, de 15 minutos, no qual o período do ciclo de carga foi estratificado; e
n: número de intervalos de tempo Δti, no período de um mês em que houve ocorrência de c arregamento 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:
Longa Duração
(Regime Normal)
TA – V – RS
Corrente Longa Duração
Temperatura
de Projeto
Distâncias de
Segurança
Longa Duração
Corrente de Curta
Duração
Temperatura
de Curta Duração
Distâncias de
Segurança
(Regime de Emergência)
Redução de Distância
Admitida em Norma
Mantendo TA – V – RS
Longa Duração
(Regime Normal)
TA – V – RS
Corrente Longa Duração
Temperatura
de Projeto
Distâncias de
Segurança
Longa Duração
Corrente de Curta
Duração
Temperatura
de Curta Duração
Distâncias de
Segurança
(Regime de Emergência)
Redução de Distância
Admitida em Norma
Mantendo TA – V – RS
x Perda de Vida Útil Normal (Expectativa de Vida de 40 anos):
% =
24 ⋅ 365 ⋅ 40
⋅ 100[%] Eq.2
x Perda de Vida Útil em um Intervalo do Ciclo de Carga:
% = 10 ⋅ ⋅ 100[%] Eq.3
dividindo-se (Eq. 3) por (Eq. 2) resulta:
= 10
⋅
⋅ 24 ⋅ 365 ⋅ 40 = 10
⋅
⋅ 350400[ ] Eq.4
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
Θes: 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:
x Taxa de Falha de Transformador em um Período de Tempo
= 100. 1 −
∆ .
[%] Eq.5
onde:
F: taxa de falha (%/ano) do transformador no período ΔT considerado;
ΔT: 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 ΔT (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:
=
1 −
⋅
⋅
1 −
⋅
[ ] Eq.6
onde:
Vfs: fator multiplicador associado à perda de vida útil (relacionada àquela com a temperatura limite do ponto mais quente do enrolamento);
ΔT: 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:
x Perda de Vida na Temperatura Limite:
% = 10 ⋅ ⋅ 100[%] Eq.7
x Perda de Vida em um Intervalo do Ciclo de Carga:
% = 10 ⋅ ⋅ 100[%] Eq.8
2.2.4. sendo as temperaturas absolutas limite e em carga dadas, respectivamente, por:
= 273 + [ ] Eq.9
= 273 + [ ] Eq.10
2.2.5. Dividindo-se (Eq. 8) por (Eq. 7) e introduzindo (Eq. 9) e (Eq. 10) resulta:
= 10
⋅ Eq.11
onde:
B: constante da curva de expectativa de vida da isolação de papel B=6972.15;
Θen: temperatura (°C) limite do ponto mais quente do enrolamento, conforme a seguir:
para transformador de classe 55°C: Θen = 40+55+10=105°C
para transformador de classe 65°C: Θen = 40+65+15=120°C; e
Θes: 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:
= . − = .( − 1) Eq.12
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 ΔT 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
1.1 Regulamentar os Requisitos Mínimos de Manutenção e o monitoramento da manutenção de INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de REDE BÁSICA.
2 ASPECTOS GERAIS
2.1 Ficam estabelecidos os Requisitos Mínimos de Manutenção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de REDE BÁSICA, conforme Anexo I.
2.1.1 A 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.
2.2 A 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.
2.2.1 Os 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.
2.2.2 Os 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.
2.2.3 A 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.
2.3 A presente Seção será avaliada após 23 de junho de 2021.
3 PLANO DE MANUTENÇÃO
3.1 As 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.
3.1.1 O 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.
3.1.2 As 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.
3.1.3 As 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.
3.2 As 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.
3.2.1 Serão consideradas atendidas as atividades estabelecidas nos Requisitos Mínimos de Manutenção quando substituídas por atividades de manutenção preditiva ou preventiva
tecnicamente equivalentes, desde quea substituição esteja respaldada em LaudoTécnico assinado por engenheiro de manutenção qualificado e habilitado e pelo Responsável Técnico da empresa
perante o CREA.
3.2.2 Serão 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.