RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.137, DE 21 DE OUTUBRO DE 2025 (parte 5 de 7)

3.3 A 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.
3.3.1 Os 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.
3.3.2 Os 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.
3.3.3 As 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.
3.4 O 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.
3.4.1 Anualmente, 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.
3.4.2 O 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
4.1 Quando 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.
4.1.1 O 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.
4.1.2 O 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:
a) 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:
a) 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
Atividade 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:
a) 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;
- 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
Atividade 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 aterramentoem estruturas onde haja suspeita de mau desempenho dosistema de aterramento, de verificação de tração de estais e de manutenção preventivae 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 anti-incêndio 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 tolerânciaspara a realização das atividades de manutenção, as quais consideram as eventuais reprogramações de intervenções
por interesse sistêmico.
Tabela 8 – Resumo das atividades de manutenção
Atividade Equipamento
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
1.1 Estabelecer as disposições relativas à qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica, associada à disponibilidade e à CAPACIDADE OPERATIVA das instalações sob
responsabilidadedeTRANSMISSORAintegrantesdaREDEBÁSICAedasINSTALAÇÕESDETRANSMISSÃODEENERGIAELÉTRICADESTINADASAINTERLIGAÇÕESINTERNACIONAIS(II)queseconectam
à REDE BÁSICA.
2 ASPECTOS GERAIS
2.1 A qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica será medida com base na disponibilidade e na CAPACIDADE OPERATIVA das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO.
2.1.1 O 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.
2.1.2 O 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.
2.1.3 Quando 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.
2.1.4 Não 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.
2.2 A 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
3.1 A exceção da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA, o período da indisponibilidade e o período e a magnitude da restrição da CAPACIDADE OPERATIVA devem ser apurados pelo
ONS para cada evento com duração igual ou superior a 1 (um) minuto, sem prejuízo da aplicação de penalidades.
3.1.1 Aplica-se PARCELA VARIÁVEL POR ATRASO NA ENTRADA EM OPERAÇÃO (PVA) a uma FT quando ocorrer ATRASO NA ENTRADA EM OPERAÇÃO da referida FT.
3.1.2 Aplica-se PARCELA VARIÁVEL POR INDISPONIBILIDADE (PVI) a uma FT quando ocorrer DESLIGAMENTO PROGRAMADO ou OUTROS DESLIGAMENTOS da referida FT.
3.1.3 Aplica-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.
3.1.4 Aplica-se PARCELA VARIÁVEL POR RESTRIÇÃO OPERATIVA (PVRO) a uma FT quando houver restrição de CAPACIDADE OPERATIVA da referida FT.
3.1.5 O 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
3.2 As 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.
3.2.1 As TRANSMISSORAS devem manter os dados de forma auditável para fins de fiscalização.
3.3 As INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA resultam na aplicação de PARCELA VARIÁVEL DE FT – CONVERSORA (PVC).
3.3.1 Não se aplica PVI ou PVRO em FT – Conversora.
3.4 Para 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.
3.4.1 A DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA deve ser calculada da seguinte forma:
= ∙ Eq.1
onde:
DEI: DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA;
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.
3.4.2 Quando 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.
3.5 A disponibilidade anual da FT – Conversora deve ser calculada pelo ONS, para cada ano civil, da seguinte forma:
% = 100 ∙ 1 −
1
24 ∙ 60 ∙
∙ Eq.2
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 – CONVERSORA;
Equipamento reserva remunerado
3.6 A 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.
3.6.1 Em 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.
3.6.2 Quando 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
3.7 A 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.
3.7.1 Aplica-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.
3.7.2 Na 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.
3.7.3 A 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.
3.7.4 Caso 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.
3.7.5 Caso 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
4.1 O 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.
4.1.1 O valor da PVA será descontado em parcelas iguais nos (18) dezoito primeiros meses a partir da entrada em operação comercial da FT.
4.1.2 A PVA aplicada pelo ONS poderá ser recontabilizada caso a ANEEL, mediante solicitação da TRANSMISSORA, isente parcial ou totalmente a responsabilidade da TRANSMISSORA pelo
atraso.
4.2 O valor da PVI será calculado da seguinte forma:
=
24.60.
. . + . Eq.3
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.
4.2.1 O 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.
4.2.2 O desligamento de FT para INTERVENÇÃO DE URGÊNCIA será classificado como OUTROS DESLIGAMENTOS, utilizando-se o fator Ko igual a 50 (cinquenta).
4.2.3 Quando, 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 DESLIGAMENTOS.
4.2.4 Se 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.
4.2.5 Se 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.
4.2.6 Quando 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.
4.3 O valor da PVRO será calculado da seguinte forma:
=
24.60.
. ( . ) + ( . ) Eq.4
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 DURAÇÃO;
ROC: Redução proporcional da CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO;
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.
4.3.1 A 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.
4.3.2 Caso 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.
4.3.3 Na 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.
4.3.4 A 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.
4.4 O valor da PVC será calculado da seguinte forma:
=
24 ∙ 60 ∙
∙ ∙ 0,025 + ∙ Eq.5
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.
4.4.1 Para 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.