manual de transmissão

Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE MANUAL DE FISCALIZAÇÃO DA TRANSMISSÃO 2004 Brasília - DF 2004 SUMÁRIO 1 - OBJETIVO 2 - DEFINIÇÕES GERAIS 3 - ROTEIROS DE ACOMPANHAMENTO E CONTROLE 3.1 - Acompanhamento dos Padrões de Desempenho 3.2 - Acompanhamento da Manutenção 3.3 - Acompanhamento da Operação 3.4 - Adequação aos Requisitos Mínimos das Instalações de Transmissão 3.5 - Adequação à Segurança das Pessoas, Patrimonial e Anti-Incêndio das Instalações 3.6 - Adequação aos Requisitos Mínimos para Novas Instalações de Transmissão 4 - RELATÓRIOS 4.1 - Relatório de Fiscalização 4.2 - Relatório de Acompanhamento 5 - PROCEDIMENTOS DE NOTIFICAÇÃO E AUTUAÇÃO 6 - RESPONSABILIDADES 4 4 18 18 23 51 64 66 73 136 136 142 148 151 7 - ANEXOS Anexo I - Roteiro Básico de Fiscalização Anexo II - Questionários Anexo II.1 - Subestação Anexo II.2 - Linhas de Transmissão Anexo III - Fluxogramas Anexo IV - Modelos de Ofícios Anexo V - Modelo de Termo de Notificação Anexo VI - Modelo de Termo de Arquivamento Anexo VII - Registro de Abertura de Processo Administrativo Anexo VIII - Modelo de Exposição de Motivos Anexo IX - Modelo de Auto de Infração Anexo X - Modelo de Termo de Encerramento Anexo XI - Legislação 153 153 212 212 227 231 242 249 250 251 252 254 255 256 1 - OBJETIVO MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Estabelecer a sistemática referente às atividades e rotinas envolvidas na fiscalização da prestação de serviço adequado e do desempenho dos equipamentos e sistemas pela SFE, bem como a identificação dos fatores e pontos que estão prejudicando ou possam vir a prejudicar a qualidade dos serviços, das instalações de transmissão das empresas de energia elétrica, conforme estabelecido na legislação e/ou contrato de concessão. 2 - DEFINIÇÕES GERAIS 2.1 - Agente Cada uma das partes envolvidas em regulamentação, planejamento, acesso, expansão e operação do sistema elétrico, bem como em comercialização e consumo de energia elétrica. 4 2.2 - Agente de Transmissão Agente titular de concessão ou permissão outorgadas pelo Poder Concedente para transmissão de energia elétrica, referenciado doravante neste manual apenas pelo termo TRANSMISSORA. 2.3 - Análise de Ocorrência Processo que corresponde à busca da identificação da origem de anormalidades e dificuldades encontradas durante a execução da operação dos sistemas de geração, transmissão e distribuição, com o objetivo de estabelecer medidas corretivas e preventivas que possam ser adotadas pelo ONS e pelos demais Agentes para solucionar os problemas encontrados. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 2.4 - Análise de Perturbação Processo que corresponde à busca da identificação das causas e conseqüências dos desligamentos forçados nos sistemas de geração, transmissão e distribuição, envolvendo a ação coordenada das equipes de Operação, Estudos Elétricos, Proteção e Controle do ONS e dos Agentes envolvidos, com o objetivo de estabelecer medidas corretivas e preventivas que possam ser adotadas pelo ONS e pelos demais Agentes para solucionar os problemas encontrados. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 2.5 - Atividades Mínimas de Manutenção É um conjunto de ações mínimas de manutenção, que devem ser executadas segundo critérios ou periodicidades definidos pelos Agentes, em equipamentos e instalações, para garantir que suas características originais de projeto, no que se refere à confiabilidade, funcionalidade, operacionalidade e segurança sejam preservadas. 2.6 - Centro de Operação Local - COL Centro de operação, de propriedade dos agentes, responsável pela supervisão e controle da rede de operação regional/local para a qual seus serviços foram contratados. 5 2.7 - Centro de Operação do Sistema - COS Centro de operação dos agentes da operação responsáveis pela coordenação, supervisão e controle da rede de operação regional/local, pela supervisão e controle do despacho de geração das usinas submetidas ao despacho centralizado e da rede de operação sistêmica, bem como pelo comando e execução do despacho das unidades geradoras sob Controle Automático de Geração nas instalações para as quais seus serviços foram contratados. 2.8 - Centro Regional de Operação do Sistema - COSR MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Centro de operação de propriedade do ONS responsável pela coordenação, supervisão e controle da rede de operação regional/local, pela supervisão e controle do despacho de geração das usinas despachadas centralizadamente e da rede de operação sistêmica, bem como pelo comando e execução do despacho das unidades geradoras sob Controle Automático de Geração. Cada COSR abrange uma região: Sul, Sudeste, Norte e Nordeste. 2.9 - Concessionária ou Permissionária Agente titular de concessão ou permissão para explorar a prestação de serviços públicos de energia elétrica, referenciado doravante nesta apenas pelo termo CONCESSIONÁRIA ou PERMISSIONÁRIA. 2.10 - Constatação Fato ou situação verificada pela equipe de fiscalização, observando o que estabelece este manual, os aspectos considerados não conformes à legislação, aos regulamentos e/ou ao Contrato de Concessão. Para cada tema que tenha sido objeto de verificação na ação fiscalizadora e para o qual fique caracterizada alguma não conformidade, deverá existir uma constatação específica. 6 2.11 - Contrato de Concessão Dispositivo legal acordado entre o Poder Concedente e pessoa jurídica ou consórcio de empresas (vencedora da concorrência do processo licitatório), destinado à outorga aos mesmos a faculdade de explorar um bem pertencente à União. 2.12 - Defeito Qualquer anormalidade detectada em uma instalação/equipamento que não o impossibilite de permanecer em funcionamento ou disponível para a operação, mas apenas afeta o grau de confiabilidade e/ou desempenho especificado ou esperado para essa instalação/equipamento. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 2.13 - Desligamento Acidental Ato de retirada de serviço de um equipamento ou instalação, em condições não programadas, por ação humana involuntária. 2.14 - Desligamento Forçado Ato de retirada de serviço de um equipamento ou instalação, em condições não programadas, geralmente resultante da ocorrência de falha ou de uma interrupção de emergência, que impõe que o mesmo seja desligado automática ou manualmente para evitar a sua danificação e/ou outras conseqüências ao Sistema Elétrico e/ou riscos humanos. 2.15 - Determinação Ação solicitada pela agência reguladora e que deve ser cumprida pela TRANSMISSORA no prazo especificado. 2.16 - Duração da Interrupção do Ponto de Controle - DIPC Somatório das interrupções do ponto de controle com duração maior ou igual a 1 (um) minuto, e será dado em minutos por período de apuração. 2.17 - Duração Máxima da Interrupção do Ponto de Controle Maior duração de interrupção do ponto de controle dentre aquelas utilizadas no cálculo do indicador DIPC e será dado em minutos por período de apuração. 2.18 - Equipamento / Instalação Conjunto unitário, completo e distinto, que exerce uma ou mais funções determinadas quando em funcionamento. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 7 2.19 - Falha MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Efeito ou conseqüência de uma ocorrência acidental em equipamentos ou instalações, que acarreta sua indisponibilidade operativa em condições não programadas, impedindo-a de funcionar, e, portanto, de desempenhar suas funções em caráter permanente ou temporário, motivado por desligamento automático, provocado por sistema de proteção. 2.20 - Função Conjunto de condições de funcionamento para o qual um equipamento foi projetado, fabricado e instalado. A função poderá ser exercida com ou sem restrições. 2.21 - Freqüência da Interrupção do Ponto de Controle Número total de interrupções do ponto de controle com duração igual ou superior a 1 (um) minuto. 8 2.22 - Horas de Reparo da Função Número de horas em que a função permaneceu indisponível para operação para a execução de manutenção forcada ou substituição de equipamentos. 2.23 - Horas de Serviço Somatório dos tempos, em horas, que o equipamento ou instalação operou com ou sem restrições. 2.24 - Horas Disponíveis Somatório dos tempos, em horas, que o equipamento ou instalação está apto a operar com ou sem restrições. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 2.25 - Horas do Período Total de horas do período considerado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, o período estatístico e de 8784 horas para anos bissextos e 8760 horas para anos normais. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 2.26 - Indisponibilidade Forçada Estado de uma instalação ou equipamento que não estão aptos para entrarem em serviço, devido à ocorrência de falha ou interrupção de emergência em condições não programadas. 2.27 - Indisponibilidade Programada devido à Manutenção Estado de uma instalação ou equipamento que não estão aptos para entrarem em serviço, devido à execução de programa de manutenção preventiva ou manutenção de urgência. 9 2.28 - Instalação de Nível de Criticidade C1 Instalação em que a ocorrência da contingência múltipla ocasiona um comportamento instável do sistema, seja do ponto de vista eletromecânico (transitório ou dinâmico), ou de depressão acentuada de tensão. 2.29 - Instalação de Nível de Criticidade C2 Instalação em que a ocorrência da contingência múltipla ocasiona um comportamento estável ou marginalmente estável, mas cuja topologia e distribuição final de fluxos, pode levar a pelo menos mais um desligamento de circuito no sistema, ou a possível atuação de esquemas de emergência. 2.30 - Instalação de Nível de Criticidade C3 MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Instalação em que a ocorrência da contingência múltipla ocasiona, em princípio, um comportamento estável e sem outras conseqüências danosas ao sistema. 2.31 - Interrupção de Emergência É o desligamento de um equipamento, ou instalação, através de intervenção manual para evitar risco de dano ao mesmo e para vidas humanas, sem tempo hábil para comunicação com o Centro de Operação do ONS. 2.32 - Intervenção Toda e qualquer atuação sobre o sistema eletroenergético, caracterizada por colocação em serviço de novas instalações e equipamentos, desligamento de equipamentos ou linhas de transmissão, para realização de serviços de manutenção ou reparo, realização de serviços de manutenção em instalações e equipamentos energizados, ou ensaios e testes no sistema e em equipamentos. 10 2.33 - Interrupção do Ponto de Controle Ausência de tensão no ponto de controle por um período igual ou superior a 1 (um) minuto. Na apuração deverão ser consideradas todas as interrupções, a exceção de interrupções voluntárias ou não de um agente, desde que apenas o mesmo seja afetado. 2.34 - Manual de Procedimentos de Operação - MPO Documento integrante dos Procedimentos de Rede que estrutura e sistematiza as regras para a realização das atividades das funções de pré-operação, operação em tempo real, pós-operação e normatização, bem como os requisitos de telessupervisão, necessários à operação do sistema eletroenergético. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 2.35 - Manutenção Corretiva: Serviço programado ou não, em equipamentos ou instalações, para corrigir falhas ou defeitos, a fim de restabelecê-los à condição satisfatória de operação. 2.36 - Manutenção de Emergência: Serviço executado em equipamentos ou instalações, objetivando corrigir de imediato as causas e efeitos motivados por desligamento provocado por ação humana, para evitar riscos às pessoas e danos em equipamentos, sem tempo hábil para comunicação aos Centros de Operação do ONS. 2.37 - Manutenção Forçada É todo serviço executado em um equipamento ou instalação, decorrente de um desligamento forçado, afim de restabelecê-lo à condição satisfatória de operação. 11 2.38 - Manutenção Preventiva: Serviço programado de controle, conservação e restauração dos equipamentos ou instalações, a fim de mantê-los em condições satisfatórias de operação e prevenir contra possíveis ocorrências que acarretem a sua indisponibilidade. 2.39 - Manutenção Programada: Serviço programado em uma instalação ou equipamento para cumprimento de programa de manutenção preventiva ou manutenção de urgência, obedecendo aos prazos estabelecidos na programação das intervenções em instalações da Rede de Operação. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 2.40 - Manutenção de Urgência: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Serviço executado, fora dos prazos estabelecidos para os desligamentos programados, no menor tempo possível, antes da próxima manutenção preventiva, para correção de um defeito, mas que não exige intervenção imediata. 2.41 - Não Conformidade: Procedimento ou fato proveniente de ações da TRANSMISSORA que se encontra em desacordo com os dispositivos legais, regulamentares, contratuais e/ou normas técnicas. 2.42 - Ocorrência: Qualquer evento ou ação que leve o sistema elétrico a operar fora de suas condições normais. 12 2.43 - Operador Nacional do Sistema Elétrico: Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela coordenação, supervisão e controle da operação de geração e transmissão de energia elétrica, no sistema interligado, criado pela Lei no 9.648, de 27 de maio de 1998, regulamentada pelo Decreto 2.655, de 02 de julho de 1998, autorizado pela ANEEL, mediante a Resolução no 351, de 11denovembro de 1998, referenciado doravante nesta apenas pelo termo ONS. 2.44 - Perturbação: Desligamento forçado de um ou mais componentes do sistema elétrico, acarretando quaisquer das seguintes conseqüências: corte de carga, desligamento de outros componentes do sistema ou danos em equipamentos. Também se caracteriza como perturbação à variação de tensão ou freqüência fora dos limites, mesmo não acarretando desligamento forçado (falha da proteção). S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E É a instalação ou conjunto de instalações da Rede Básica que fazem fronteira com ativos de conexão dos agentes de geração, de distribuição, consumidores livres e demais instalações de transmissão. 2.46 - Prazo para Cumprimento de Determinação Número de dias concedidos (contados a partir da data de recebimento do Termo de Notificação pela TRANSMISSORA notificada) ou a data limite para que a TRANSMISSORA notificada cumpra a determinação. 2.47 - Prazo para Regularização de Não-Conformidade Número de dias concedidos (contados a partir da data de recebimento do Termo de Notificação pela TRANSMISSORA notificada) ou a data limite para que a TRANSMISSORA notificada passe a atuar em conformidade com o dispositivo legal, regulamentar ou contratual citado. 13 2.48 - Procedimentos de Rede Documento elaborado pelo ONS com a participação dos agentes que, aprovado pela ANEEL, estabelece os procedimentos e os requisitos técnicos necessários ao planejamento, implantação, uso e operação do Sistema Interligado Nacional, bem como as responsabilidades do ONS e dos agentes. 2.49 - Recomendação Ação ou procedimento cujo atendimento pela TRANSMISSORA é desejável do ponto de vista de melhoria quanto às condições de atendimento técnico ou de segurança das instalações e pessoas, e que resguardará eventuais responsabilidades decorrentes de possível inadequação técnica. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 2.45 - Ponto de Controle 2.50 - Rede Básica MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Instalações pertencentes ao Sistema Interligado Nacional, identificadas segundo regras e condições estabelecidas pela ANEEL. 2.51 - Rede Complementar Rede fora dos limites da rede básica, cujos fenômenos têm influencia significativa na Rede Básica. 2.52 - Rede de Operação União da rede básica, rede complementar e as usinas integradas em que o ONS exerce a coordenação, supervisão e controle da operação do Sistema Interligado Nacional. 14 2.53 - Relatório de Fiscalização Documento elaborado pela equipe de fiscalização de forma objetiva e imparcial, retratando a situação dos itens fiscalizados a partir de inspeções in loco ou informações documentais obtidas durante a fiscalização e/ou entrevistas com funcionários. 2.54 - Sistema Interligado Nacional Instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica a todas regiões do país, interligadas eletricamente. 2.55 - Situação da Não Conformidade Condição da ação de fiscalização durante o andamento do processo de regularização das Não Conformidades. O verbo utilizado para descrição da situação é o S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Regularizar e a nomenclatura utilizada para descrever a situação da Não-Conformidade é descrita a seguir: Notificada: Significa que o órgão fiscalizador encaminhou o Termo de Notificação à TRANSMISSORA notificada e aguarda a manifestação da mesma. Em Regularização: Significa que foi verificado por meio de informações apresentadas pela TRANSMISSORA ao órgão fiscalizador e/ou em função de fiscalização realizada posterior, que existem ações para regularização da Não Conformidade dentro do prazo estabelecido. Regularizada - A Confirmar: Significa que a TRANSMISSORA notificada informou, e foi aceito pelo órgão fiscalizador, que a Não Conformidade foi regularizada, mas há a necessidade de verificação por meio de fiscalização posterior. Regularizada: Significa que foi verificado por meio de informações apresentadas ao órgão fiscalizador e/ou em função de fiscalização realizada posterior, que a notificada regularizou a Não Conformidade. Contestada: Significa que a TRANSMISSORA notificada contesta, no todo ou em parte, a existência da Não Conformidade. Não Regularizada: Significa que foi verificado que a notificada não regularizou a Não Conformidade e/ou não informou ao órgão fiscalizador a situação da Não Conformidade dento do prazo estabelecido. Cancelada: significa que foi constatada a inconsistência da Não Conformidade. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 15 2.56 - Situação da Determinação: Condição da ação fiscalizadora durante o processo de cumprimento das Determinações. O verbo utilizado para descrição da situação é o Cumprir e a nomenclatura utilizada para descrever a situação da Determinação é descrita a seguir: Notificada: Significa que órgão fiscalizador encaminhou o Termo de Notificação à TRANSMISSORA notificada e aguarda a manifestação da mesma. Em Cumprimento: Significa que foi verificado, por meio de informações apresentadas pela TRANSMISSORA ao órgão fiscalizador e/ou em função de fiscalização realizada posterior, que existem ações para o cumprimento da Determinação dentro do prazo estabelecido. Cumprida - A Confirmar: Significa que a TRANSMISSORA notificada informou, e foi aceito pelo órgão fiscalizador, que a Determinação foi MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO cumprida, mas há a necessidade de verificação por meio de fiscalização posterior. Cumprida: Significa que foi verificado, por meio de informações apresentadas pela TRANSMISSORA ao órgão fiscalizador e/ou em função de fiscalização realizada posterior, que a TRANSMISSORA notificada cumpriu a Determinação. Contestada: Significa que a TRANSMISSORA notificada contesta, no todo ou em parte, a Determinação. Não Cumprida: Significa que foi verificado que a TRANSMISSORA notificada não cumpriu e/ou não informou ao órgão fiscalizador a situação da Determinação dento do prazo estabelecido. Cancelada: Significa que foi constatada a inconsistência da Determinação. 2.57 - Situação da Recomendação: Condição da ação fiscalizadora durante o processo de atendimento da Recomendação. O verbo utilizado para descrição da situação é o Atender e a nomenclatura utilizada para descrever as situações das Recomendações é descrita a seguir: Notificada: Significa que o órgão fiscalizador encaminhou documento a TRANSMISSORA e aguarda a manifestação da mesma. Em Atendimento: Significa que foi verificado, por meio de informações apresentadas pela TRANSMISSORA ao órgão fiscalizador e/ou em função de fiscalização realizada posterior, que existem ações para o atendimento à Recomendação. Atendida - A Confirmar: Significa que a TRANSMISSORA informou, e foi aceito pelo órgão fiscalizador, que a Recomendação foi atendida, mas há a necessidade de verificação por meio de fiscalização posterior. Atendida Parcialmente: Significa que foi verificado que a TRANSMISSORA atendeu, em parte, a Recomendação. Atendida: Significa que foi verificado, por meio de informações apresentadas ao órgão fiscalizador e/ou em função de fiscalização realizada posterior, que a TRANSMISSORA atendeu à Recomendação. Não Acatada: Significa que a TRANSMISSORA informou que não irá atender à Recomendação. Não Atendida: Significa que foi verificado que a TRANSMISSORA não atendeu à Recomendação. Cancelada: Significa que foi constatada a inconsistência da Recomendação. 16 S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 2.58 - Prazo para Manifestação: Prazo de 15 (quinze) dias concedidos (contados a partir da data de recebimento do Termo de Notificação pela concessionária notificada). 2.59 - Sigefis Sistema de Gestão da Fiscalização: Ferramenta de gestão, que possibilita o planejamento, o registro, o controle e o acompanhamento da fiscalização. 2.60 - Taxa de Desligamento Forçado: Expressa a incidência de falhas e interrupções de emergência nas horas de serviço de um equipamento ou de unidades pertencentes a um mesmo conjunto, no período considerado, referido a um ano padrão de 8760 horas. 2.61 - Taxa de Falha: Expressa a incidência de falhas nas horas de serviço de um equipamento ou de unidades pertencentes a um mesmo conjunto, no período considerado, referido a um ano padrão de 8760 horas; 17 2.62 - Valores de Referência: Média aritmética dos valores individuais de cada ponto de controle apurados no período 1997-1999. Para pontos de controle com valores médios nulos foram adotados os mesmos padrões de pontos de controle com características similares. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 3 - ROTEIROS DE ACOMPANHAMENTO E CONTROLE MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 3.1 - Acompanhamento dos Padrões de Desempenho. 3.1.1 - Continuidade da Rede Básica A continuidade do serviço da Rede Básica é representada por indicadores monitorados nos Pontos de Controle. Para a avaliação da continuidade do serviço são utilizados os seguintes indicadores: (a) DIPC – Duração da Interrupção do Ponto de Controle; (b) FIPC – Freqüência da Interrupção do Ponto de Controle; (c) DMIPC – Duração Máxima da Interrupção do Ponto de Controle. Entende-se como interrupção do Ponto de Controle a condição em que o mesmo permanecer com tensão nula por um período maior ou igual a 1 (um) minuto, devido a problemas internos ou externos à Rede Básica, considerando quaisquer eventos, locais ou remotos, inclusive os programados. Os indicadores serão apurados por causa e origem devendo ser coletadas, em cada ponto de controle, as seguintes informações: (a) Dia do desligamento; (b) Hora do início do desligamento; (c) Hora do fim do desligamento; (d) Origem do desligamento (interna ou externa à Rede Básica); (e) Identificação do equipamento da Rede Básica, associado à origem do evento; (f) Tipo do evento, conforme tabela a seguir. 18 S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E TIPO DO EVENTO MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO TIPO P1 P2 01 02 03 04 05 06 07 DESCRIÇÃO Desligamentos Programados Manutenção Novas conexões, modificações e melhorias. Outros Desligamentos Emergências Urgências Fenômenos naturais e ambientais Acidentais Equipamentos de potência Equipamentos de proteção e controle Outros 19 Os padrões dos indicadores de continuidade encontram-se na página do ONS (www.ons.org.br) em Sistema Interligado Nacional / Qualidade de Energia e são apurados, em bases mensal, trimestral e anual, e divulgados os seus valores, por ponto de controle, trimestralmente. Os indicadores de continuidade serão coletados de forma contínua pelo ONS e apurados em base mensal. A avaliação do desempenho de um determinado ponto de controle será realizada através dos indicadores de desempenho DIPC anual, FIPC anual, DIPC histórico e FIPC histórico, bem como dos índices de referência DIPC referência e FIPC. A gerência do desempenho dos indicadores de continuidade incluirá, dentre outras, as seguintes avaliações: (a) Análise comparativa dos valores apurados dos indicadores DIPC anual e FIPC anual com os valores de referência (DIPC referência e FIPC referência); (b) Análise comparativa dos valores apurados dos indicadores DIPC histórico e FIPC histórico com os valores de referência (DIPC referência e FIPC referência); (c) Análise do comportamento dos valores dos indicadores DIPC anual e FIPC anual ao longo do tempo MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Cabe ao ONS, quando da identificação de um ponto de controle com comportamento atípico, identificar as causas de tal desempenho e propor, caso necessário, as ações corretivas cabíveis, notificando o agente responsável. Os valores dos indicadores DIPC e FIPC, totalizados em base mensal, serão divulgados em base trimestral, em até 20 dias úteis após o término do trimestre. Os padrões de desempenho aplicam-se a todas as novas instalações integrantes da Rede Básica. O desempenho das instalações existentes será monitorado de forma a identificar a distância entre os padrões de desempenho verificados e requisitos que estão sendo estabelecidos nestes Procedimentos de Rede para as novas instalações. Uma vez identificada à necessidade de adequações destas instalações, o ONS a comunica imediatamente à ANEEL. 3.1.2 - Roteiro de Fiscalização - Continuidade da Rede Básica - Verificar se as instalações permaneceram disponíveis, dentro dos padrões estabelecidos nos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão – CPST. - Verificar se a implantação dos ajustes de proteção e controle, em nível sistêmico, está em conformidade com os valores estabelecidos pelo ONS; (por meio de documentação e declaração emitidas pelo agente) - Verificar se a implantação dos ajustes das proteções referentes às suas instalações está adequada de forma a garantir a integridade dos equipamentos e guardando seletividade com as proteções sistêmicas; (por meio de documentação e declaração emitidas pelo agente); - Verificar a existência de equipamentos de monitoração da qualidade da energia elétrica no sistema sob a responsabilidade da TRANSMISSORA; - Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por algum desvio nos padrões de desempenho, atendeu as ações corretivas resultantes de notificações. - Verificar se a TRANSMISSORA atendeu as adequações de suas instalações aprovadas pela ANEEL. 20 3.1.3 - Tensões em Regime Permanente Os valores de tensão em regime permanente o padrão de desempenho da Rede Básica, nos pontos de conexão, deve atender os requisitos que constam na S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Onde: DRPPC = (nlp / n) x 100 % DRCPC = (nlc / n) x 100 % DRPPC: Duração Relativa de Violação de Tensão Precária por Ponto de Conexão; DRCPC: Duração Relativa de Violação de Tensão Crítica por Ponto de Conexão; nlp: número de leituras com tensão precária no período de observação semanal; nlc: número de leituras com tensão crítica no período de observação semanal; n = 1.008: número de leituras válidas obtidas no período de observação semanal e com período de integralização do equipamento correspondente a 10 (dez) minutos. 21 Os valores dos indicadores DRPPC e DRCPC, para cada ponto de conexão, serão disponibilizados, trimestralmente, em bases semanais por meio da página do ONS na internet (www.ons.org.br), em até 20 dias úteis após o término do trimestre. A partir da comparação dos valores das leituras de tensão com as respectivas faixas de variação da tensão de leitura estabelecidas na Resolução nº 505/2001, resulta a classificação de desempenho do ponto de conexão em adequado, precário ou crítico. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO resolução da ANEEL no 505/2001.A tensão eficaz, em intervalos de 10 minutos, será monitorada continuamente, nos pontos de conexão com a Rede Básica, utilizando o sistema de medição de faturamento e da medição agregada de qualidade de energia elétrica. Os agentes de transmissão, deverão disponibilizar ao ONS os dados relativos aos valores de tensão em regime permanente e variação de tensão de curta duração coletados sob sua responsabilidade a partir dos processos vinculados ao sistema de medição para faturamento (SMF); O valor da tensão na barra de conexão da Rede Básica poderá ser determinado a partir de medição realizada no lado de baixa tensão da conexão, desde que seja demonstrada a possibilidade técnica para tal correlação. Os indicadores utilizados na avaliação dos valores das tensões em regime permanente (DRPPC e DRCPC) são os mesmos estabelecidos na resolução da ANEEL no 505/2001, aplicados nos pontos de conexão. TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 230 KV MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Classificação da Tensão de Atendimento (TA) Adequada Precária Crítica Faixa de variação da Tensão de Leitura (TL) em relação à Tensão Contratada (TC) 0,98 TC ≤ TL ≤ 1,03 TC 0,95 TC ≤ TL < 0,98 TC ou 1,03 TC < TL ≤ 1,05 TC TL < 0,95 TC ou TL > 1,05 TC TENSÃO NOMINAL SUPERIOR A 1 KV E INFERIOR A 230 KV Classificação da Tensão de Atendimento (TA) Adequada Precária Crítica Faixa de variação da Tensão de Leitura (TL) em relação à Tensão Contratada (TC) 0,95 TC ≤ TL ≤ 1,03 TC 0,90 TC ≤ TL < 0,95 TC ou 1,03 TC < TL ≤ 1,05 TC TL < 0,90 TC ou TL > 1,05 TC 22 Caso, no período de um mês, a tensão do ponto de conexão seja classificada como precária por mais do que duas vezes ou crítica por mais do que uma vez, o ONS, juntamente com os agentes que têm controle sobre o ponto de conexão ou são afetados pelo seu desempenho, irão analisar as causas do desempenho inadequado e propor, se necessário, ações para a solução do problema e regularização do referido ponto de conexão, devendo ser acompanhado o prazo de sua implantação. No caso da violação do padrão global ter caráter sistêmico, o ONS deverá propor alternativas de solução conforme metodologia em vigor para implantação de um reforço ou ampliação na Rede Básica. No caso da violação do padrão estabelecido ser devido à violação, por algum agente, do padrão individual relativo ao fator de potência da conexão, este deverá ser notificado pelo ONS. Neste caso, o agente deverá atender o compromisso resultante da notificação. Em qualquer condição de carga, os níveis de tensão nos barramentos que não atendam diretamente a consumidores, e que não sejam pontos de fronteira, poderão ser inferiores ou superiores aos valores estabelecidos na Resolução no 505/2001, respeitadas as limitações dos equipamentos. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 3.1.4 - Roteiro de Fiscalização - Tensões em Regime Permanente - Verificar se os valores de tensão em regime permanente atenderam os requisitos que constam das tabelas acima, estabelecidos na Resolução da ANEEL no 505/2001. - Verificar se os dados relativos aos valores de tensão em regime permanente e variação de tensão de curta duração foram disponibilizados ao ONS. - Verificar a classificação da tensão de atendimento dada aos pontos de conexão. - Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por algum desvio, atendeu as ações corretivas resultantes de notificações dentro do prazo. - Verificar se a TRANSMISSORA atendeu as adequações de suas instalações aprovadas pela ANEEL. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 3.2 - Roteiro de Acompanhamento da Manutenção 3.2.1 - Inspeção Física das Instalações de Transmissão A - SUBESTAÇÕES Incluir foto geral da instalação e ilustrar com fotografias todas as constatações registradas. 23 A.1 - Instalações Gerais Conservação: - Verificar o acesso à subestação e aos equipamentos, em condições normais e em casos de emergências. - Verificar o estado de conservação da subestação, terreno, canaletas, gramados e brita; instalações elétricas e civis, quanto ao grau de MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO limpeza e conservação. - Verificar as partes metálicas existentes na subestação (colunas, vigas, pórticos e equipamentos), e o estado das mesmas quanto à corrosão. - Verificar a existência de materiais alheios à operação ou animais, no pátio da subestação. A.2 - Equipamentos Principais Verificar o estado dos equipamentos e avaliar sua situação quanto à manutenção, conservação e identificação. Utilizar a tabela abaixo para orientação na inspeção: Transformadores (Pontos a observar): Existência de corrosão; Compatibilidade de temperaturas de óleo e de enrolamento, por meio de leituras de termômetros; Compatibilidade de leitura de temperaturas entre pólos do mesmo banco; Existência de vazamento de óleo; Situação da sílica-gel; Nível do óleo; Compatibilidade entre posições dos comutadores de carga das fases; Fiação dos acessórios; Estado dos aterramentos; Estado das conexões e buchas; Dispositivos do sistema de arrefecimento; Quadro de comando. Estado dos visores dos indicadores (opacos e/ou trincados). 24 S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Reatores: (Pontos a observar) - Existência de sinais de corrosão; - Compatibilidade de temperaturas de óleo e de enrolamento, por meio de leituras de termômetros; - Compatibilidade de leitura de temperaturas entre pólos do mesmo banco; - Existência de vazamento e óleo; - Situação da sílica-gel; - Nível do óleo; - Fiação dos acessórios; - Estado dos aterramentos; - Estado das conexões e buchas; - Dispositivos do sistema de arrefecimento; - Quadro de comando. - Estado dos visores dos indicadores (opacos e/ou trincados). MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 25 Disjuntores (Pontos a observar): Existência de corrosão; Compatibilidade entre valores lidos em indicadores e valores nominais de pressão de ar comprimido ou óleo hidráulico dos comandos; Estado dos aterramentos; Quadro de comando. Estado dos visores dos indicadores (opacos e/ou trincados). TPs e TCs (Pontos a observar): - Existência de corrosão; - Existência de vazamento e óleo; MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO - Nível do óleo; - Estado dos aterramentos. - Estado dos visores dos indicadores (opacos e/ou trincados). Pára-raios (Pontos a observar): - Existência de corrosão; - Inexistência de sinais na união da porcelana com os flanges metálicos que indiquem corrosão interna; - Estado dos aterramentos. Banco de Capacitores (Pontos a observar): Existência de corrosão; Existência de capacitores estufados ou com vazamento; Existência de conexões soltas ou fusíveis queimados. Existência de isolador do capacitor, trincado ou quebrado; Verificar se as partes metálicas estão rigidamente aterradas e se o cabo de aterramento não está interrompido; 26 Compensador Estático (Pontos a observar): - Existência de corrosão; - Estado dos aterramentos. Compensador Síncrono (Pontos a observar) - Existência de corrosão; - Estado dos aterramentos. Isoladores de Pedestal (Pontos a observar) - Existência de sinais na união da porcelana com os flanges metálicos que indiquem corrosão interna; S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E - Estado dos aterramentos. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Seccionadoras (Pontos a observar) Existência de corrosão; Fiação dos acessórios; Estado dos aterramentos; Quadro de comando. Equipamentos com Askarel: - Verificar se a TRANSMISSORA atende à legislação vigente, mantendo identificação no corpo do equipamento. (placa) - Verificar se existem instruções para manuseio, armazenagem, transporte e procedimentos para casos de ocorrência de vazamento. A.3 - Equipamentos Auxiliares Grupo diesel motor – gerador: Solicitar partida manual do grupo para confirmar seu funcionamento. Verificar se a capacidade do grupo diesel atende as cargas de emergência. Verificar se a rotina de partida periódica atende procedimentos estabelecidos pela TRANSMISSORA. 27 Retificadores – Carregadores: Verificar a existência de sinais fortes de corrosão, o estado da fiação e aterramento do equipamento. Verificar o funcionamento do retificador. Conjunto de Baterias: Verificar a existência de processo de sulfatação e vazamentos nos elementos de todos os conjuntos. Sistema de Ar Comprimido: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Verificar a existência de corrosão. Verificar o cumprimento à norma ABNT de ensaios de pressão a cada 5 anos. Verificar a rede de ar comprimido da subestação, quanto a vazamento. A.4 - Comando, Controle e Proteção Relés de Proteção e Teleproteção: Verificar identificação dos equipamentos. Verificar a funcionalidade desse sistema e se adequado à operação. Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos relativos a espaço, flexibilidade, peças de reposição e dificuldades de operação e manutenção. Verificar o estado de conservação e atualização do sistema de proteção, relés e equipamentos de teleproteção. Verificar a existência de corrosão, fiação, aterramentos e estado das conexões. 28 Automação: Verificar o estado de conservação e atualização. Registradores de Perturbação: Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos relativos a peças de reposição e dificuldades de operação e manutenção. Verificar o estado de conservação e atualização. Verificar sincronismo de horários. A.5 - Medição de Faturamento A TRANSMISSORA é responsável pela execução das adequações necessárias nos Sistemas de Medição existentes, de sua propriedade; S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Para o ONS controlar a adequação do Sistema de Medição dos pontos de conexão existentes, é utilizado o Item de Controle: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Onde: Mad é o nº de medições adequadas Pconex é o nº total de pontos de conexão Verificar as adequações necessárias aos Sistemas de Medição existentes; Verificar os selos dos pontos de lacre existentes nos sistemas de medição e se o painel de medição é inviolável e se está fechado e lacrado. A.6 - Sistema de Supervisão para Centro de Operação Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos de atualização e o estado de conservação. 29 A.7 - Telecomunicações Verificar a tecnologia empregada quanto aos aspectos de atualização o estado de conservação. B - LINHAS DE TRANSMISSÃO Ilustrar com fotografias todas as constatações registradas. B.1 - Faixa de Servidão Verificar o estado de conservação da faixa de servidão, terreno, vegetação, seccionamento de cercas e aterramento de estruturas de irrigação. Verificar o a existência de edificações, plantações, áreas de lazer, criações de animais, na faixa de servidão. Verificar a existência de árvores que, por sua altura e caída, podem afetar a linha. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO B.2 - Isolamento Verificar a existência de isoladores quebrados ou danificados. Verificar a existência de corrosão na ferragem das cadeias de isoladores. B.3 - Condutores e Cabo Guarda Verificar Verificar Verificar Verificar o estado físico dos condutores (tentos rompidos, embarrigamento, corrosão). o a existência de condutores baixos e ou travessias, provocando condições de riscos. a existência de diferença de flecha, elementos estranhos na linha, a conservação e posição das balizas de sinalização. o estado de espaçadores, armaduras pré-formadas, emendas de cabos. 30 B.4 - Estruturas Verificar se a sinalização existe e cumpre as normas vigentes. Observar se não falta peças metálicas ou deformação de peças. Verificar a existência de corrosão em partes metálicas componentes. Verificar a existência de erosão, fundações e conexão a terra. Verificar se o terreno circundante não apresenta possibilidades ou riscos de erosão, inundações, cursos de água, deslizamentos e outros que podem afetar as estruturas da linha. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E B.5 - Sinalização Aérea sobre Rodovias e próximas a Aeroportos e Cruzamentos Verificar a existência e a conservação da sinalização. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 3.2.2 - Verificação dos Registros de Dados e Cadastro A - EQUIPAMENTOS E SISTEMAS A.1 - Linhas de Transmissão Estruturas, isoladores, cabos pára-raios e condutores, faixa de servidão, sistema de aterramento e traçado. 31 A.2 - Subestações Equipamentos de transformação: transformadores de potência, reguladores e transformadores para instrumentos; Equipamentos de interrupção e manobra: chaves seccionadoras e disjuntores; Equipamentos de compensação reativa: reatores, compensadores síncronos, estáticos e banco de capacitores; Equipamentos em corrente contínua: válvulas, transformadores conversores, reatores de alisamento, disjuntores de by-pass e filtros; Equipamentos conversores de freqüência: transformadores de potência, disjuntores, equipamentos conversores e filtros de corrente alternada; Sistemas de proteção: linhas de transmissão, transformadores de potência, reatores e barramentos; Serviços essenciais: corrente contínua, corrente alternada, centrais de ar comprimido para equipamentos de manobra e acionamentos; Medição de Faturamento; Sistemas de Supervisão e Telecomunicação. B - MANUTENÇÃO PREVENTIVA E CORRETIVA MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Confirmar a existência do Plano Anual de Manutenção dos equipamentos e sistemas citados acima das instalações de propriedade da empresa. Confirmar se foram fornecidos ao ONS os dados das manutenções de seus respectivos sistemas elétricos: (a) até o último dia útil do mês de setembro do ano anterior, a relação das atividades mínimas de manutenção previstas para os equipamentos dos setores de instalações e linhas de transmissão classificados com o nível de criticidade C1. (b) num prazo de até 30 (trinta) dias após sua solicitação formal, a relação das atividades mínimas de manutenção previstas para os equipamentos dos setores de instalações e linhas de transmissão, classificados com os níveis de criticidade C2 e C3. - Verificar a existência de atrasos no atendimento da manutenção e aferição. - Verificar se existe algum equipamento em acompanhamento especial e se a análise de óleo isolante dos transformadores e reatores da subestação estão em dia. - Verificar a existência de pendências e se estas estão devidamente registradas e com total controle dos responsáveis para sua eliminação. - Verificar se a subestação possui registro de avisos de anomalias e o atendimento dentro dos prazos definidos. Confirmar se foram fornecidas ao ONS nos prazos estabelecido: a) até o último dia útil do mês de setembro do ano anterior, os Planos de Contingência elaborados pelo Agente para atendimento em emergência às instalações da Rede Básica consideradas com o nível de criticidade máxima C1, no que se refere a linhas de transmissão, reatores e transformadores de potência em condição de falha; O plano de contingência será elaborado para atender ocorrências de perda de equipamento e queda de estrutura de linha de transmissão, com perda da função por mais de um período consecutivo de ponta de carga do sistema elétrico. 32 S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Transformadores de potência e reatores: O plano de contingência para transformadores de potência e reatores deverá conter, no mínimo, as seguintes informações: (1) nome do Agente; (2) identificação da instalação e do equipamento; (3) tempo previsto para retorno da função em caso de falha; (4) logística e recursos alocados para atendimento à ocorrência; (5) equipamento(s) reserva existente(s); (6) relação das atividades de manutenção para o(s) equipamento(s) reserva. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Linhas de transmissão: O plano de contingência para linhas transmissão deverá conter, no mínimo, as seguintes informações: (1) nome do Agente; (2) identificação da linha de transmissão; (3) tempo estimado para retorno da função em caso de falha (considerar o tempo médio por trecho típico e por estrutura); (4) logística e recursos alocados para atendimento à ocorrência; (5) Estruturas típicas reservas existentes. b) imediatamente ao ONS as restrições operativas e prazos para a solução das mesmas, decorrentes de pendências de qualquer natureza eventualmente existentes, em equipamentos e instalações classificados com nível de criticidade C1, C2 e C3. 33 C - PROTEÇÃO E CONTROLE MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Confirmar se foram fornecidos ao ONS os dados de seus respectivos sistemas elétricos: (1) componentes (linhas e equipamentos); (2) relés de proteção instalados; (3) Sistemas Especiais de Proteção (SEP); (4) esquemas de religamento automático das linhas de transmissão aéreas; (5) informações sobre as perturbações ocorridas. - Confirmar se os ajustes de proteção e controle, em nível sistêmico foram implantados. - Confirmar se os ajustes das proteções referentes às instalações foram implantados de forma a garantir a integridade dos equipamentos, guardando seletividade com as proteções sistêmicas. - Verificar se a subestação possui disjuntores superados.(Estudos de Curto-Circuito). 34 D - EQUIPAMENTOS PARA SUPERVISÃO - Confirmar se foram fornecidas as informações cadastrais descritivas para a configuração das bases de dados dos centros do ONS, - Verificar se a subestação, ao receber o pedido de solicitação de manutenção por parte do ONS, possui cadastro da ocorrência, o seu atendimento dentro dos prazos definidos e a respectiva comunicação ao ONS quando a pendência estiver solucionada. E - MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO Confirmar a existência do Plano Anual de Manutenção e Inspeção Preventiva dos Sistemas de Medição. A periodicidade para a manutenção preventiva do sistema S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E E.1 - Manutenção Preventiva Fazer o plano de manutenção preventiva dos sistemas de medição para faturamento Enviar o plano anual de manutenção preventiva dos sistemas de medição aos Agentes envolvidos Enviar cronograma acordado das manutenções preventivas ao ONS Guardar as leituras e os relatórios dos serviços nas medições Até agosto do ano anterior (AR) Até setembro do ano anterior (AR) Até o quinto dia útil de dezembro (AR) Até 5 anos após o evento (AR) 35 E.2 - Manutenção Corretiva Comunicar a manutenção corretiva à ASMAE e solicitar acesso às instalações do conectado Solicitar pedido de trabalho e liberação de equipamento (se necessário) Fazer a manutenção corretiva na medição. Fazer a manutenção corretiva (troca) nos TI da medição. Guardar as leituras e os relatórios dos serviços nas medições Na data da identificação da ocorrência (AR) Na data da identificação da ocorrência (AC) Até 3 dias após a identificação da ocorrência (AR) Até 5 dias após a identificação da ocorrência (AR) Até 5 anos após o evento (AR) MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO de medição deverá ser a cada 2 anos. Essa periodicidade poderá ser ampliada em função do histórico de não-conformidade observadas nas instalações; A manutenção preventiva poderá ser adiada pelo período de até dois anos, no caso de ocorrer uma inspeção aprovada no ponto de medição. A postergação dessa manutenção contará a partir da data da inspeção. Os ensaios mínimos a que deve ser submetido cada TI são os seguintes: verificação de classe de exatidão e carga imposta com periodicidade de, no máximo, 8 anos. Verificar a existência de atrasos no atendimento da manutenção e certificação de padrões. E.3 - Inspeção MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Solicitar inspeção na medição Guardar as leituras e os relatórios dos serviços nas medições Solicitar a calibração e certificação dos padrões de serviço à RBC ou solicitar calibração e laudo de aferição a Ag. Participante do PCI (se necessário) e Prazo de validade dos certificados ou laudos de aferição LEGENDA (AR) Ag. Responsável ASMAE A qualquer época (ASMAE/ONS) Até 5 anos após o evento (AR) 1 ano (AR) 1 ano (AR) (AC) Ag. Conectado Confirmar a existência das leituras, relatórios de ocorrência e alteração de cadastro feitos após manutenções ou inspeções dos últimos de 5 anos. 36 F - TELECOMUNICAÇÕES - Confirmar se foram informados todos os dados necessários para o correto preenchimento dos Registros de Ocorrência em serviços de telecomunicações, em tempo hábil para o seu processamento. - Confirmar se foram informados os dados relativos às ocorrências detectadas pela empresa, ao órgão designado pelo ONS. - Verificar se a subestação, ao receber o pedido de solicitação de manutenção por parte do ONS, possui cadastro da ocorrência, o seu atendimento dentro dos prazos definidos e a respectiva comunicação ao ONS quando a pendência estiver solucionada. 3.2.3 - Análise dos Indicadores de Desempenho da Manutenção Os indicadores de desempenho da Manutenção da Rede de Operação, necessários para a execução das análises são obtidos da Base de Dados do ONS. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E A análise e avaliação dos indicadores de desempenho são elaboradas mensalmente, e determinam os equipamentos, linhas de transmissão e instalações da Rede de Operação que apresentem indicadores de desempenho situados dentro da faixa normal, faixa de alerta e faixa insatisfatória, definidas pela ANEEL; São eles: (a) Disponibilidade; (b) Indisponibilidade para Manutenção Programada e Manutenção Forçada; (c) Taxa de Falhas e de Desligamento Forçado; (d) Tempo Médio de Reparo da Função; (e) Freqüência da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle – Interrupções tipos P1, O1, O2, O3, O4, O5 e O6 (vide tabela 1); (f) Duração da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle – Interrupções tipos P1, O1, O2, O3, O4, O5 e O6; (g) Duração Máxima da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle - Interrupções tipos P1, O1, O2, O3, O4, O5 e O6; (h) Confiabilidade estrutural de Áreas. Equipamentos / Instalação Compensador Síncrono Compensador Estático Disjuntor Transformador Linha de Transmissão X X Indicadores de Desempenho DISP X X TDF X X X X X TF X X X X X TMRF X X X X X X X X X INDISPMP X X INDISPMF X X 37 Equipamento / Instalação Compensador Síncrono Compensador Estático Disjuntor Agregação por Agente por Agente por nível de tensão por Agente: 138, 230, 345, 440/500 e 750 (kV) MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Transformador Linha de Transmissão MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO por nível de tensão do lado de alta por Agente: 138, 230, 345, 440/500 e 750 (kV) por nível ide tensão por Agente: 138, 230, 345, 440/500, 600 e 750 (kV) A - DISPONIBILIDADE (a) Equação geral: (b) Unidade Dimensional: adimensional (percentual); (c) Agregação Temporal: Anual. A.1 - Compensadores Síncronos e Estáticos Onde: HDi = número de horas disponíveis do equipamento i; HPi = número total de horas de existência do equipamento i no período considerado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas para anos bissextos e 8.760 horas para anos normais; Pi = Potência efetiva do equipamento homologada pela ANEEL;Para equipamentos de compensação reativa a potência é expressa em MVAr; N = número total de unidades ou equipamentos; i = contador do número de equipamentos. 38 S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Equipamento / Instalação Compensador Síncrono Compensador Estático Disjuntor Transformador Linha de Transmissão Agregação por Agente por Agente por nível de tensão por Agente: 138, 230, 345, 440/500 e 750 (kV) por nível de tensão do lado de alta por Agente: 138, 230, 345, 440/500 e 750 (kV) por nível ide tensão por Agente: 138, 230, 345, 440/500, 600 e 750 (kV) MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO A.2 - Transformadores Onde: HDi = número de horas disponíveis do equipamento i; HPi = número total de horas de existência do equipamento i no período considerado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas para anos bissextos e 8.760 horas para anos normais; N = número total de equipamentos. i = contador do número de equipamentos; Equipamento Transformador Agregação por nível de tensão e por Agente Indicador de Disponibilidade DISPTAXXX N (n° de equipamentos) n° de transformadores para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750) lado de alta, por Agente. 39 A.3 - Linha de Transmissão MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Onde: HDi = número de horas disponíveis do circuito da linha de transmissão i; HPi = número total de horas de existência do circuito da linha de transmissão i no período considerado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas para anos bissextos e 8.760 horas para anos normais; extLT i = extensão total do circuito da linha de transmissão i em km; N = número de circuitos de linhas de transmissão. i = contador do número de circuitos de linhas de transmissão; Instalação Linhas de Transmissão Agregação por nível de tensão e por Agente Indicador de Disponibilidade DISPLTAXXX N (n° de circuitos de linhas de transmissão) n° de circuitos de linhas de transmissão para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750) por Agente. 40 B - INDISPONIBILIDADE (a) Equação geral: (b) Unidade Dimensional: adimensional (percentual); (c) Agregação Temporal: Anual. B.1 - Manutenção programada e manutenção forçada de Compensadores Estáticos e Compensadores Síncronos S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Onde: HIXi = número de horas indisponíveis do equipamento i, devido à manutenção; Para o cálculo da indisponibilidade da manutenção programada (INDISPMP) utiliza-se: HIXi = HIMPi número de horas indisponíveis do equipamento i devido a manutenções programadas; Para cálculo da indisponibilidade de manutenção forcada (INDISPMF) utiliza-se: HIXi = HIMFi número de horas indisponíveis do equipamento i devido a manutenções forcadas; H i = número total de horas de existência do equipamento i no período considerado; Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas para anos bissextos e 8.760 horas para anos normais; Pi = potência efetiva do equipamento i homologada pela ANEEL; Para equipamentos de compensação reativa a potência e expressa em MVAr; N = número total de equipamentos; i = contador do número de unidades geradoras ou equipamentos. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 41 Equipamento Compensador Estático Compensador Síncrono Agregação Por Agente Por Agente Indicador de Indisponibilidade INDISPMPCE INDISPMPCS N (n° de equipamentos) n° de unidades do Agente n° de unidades do Agente Equipamento Compensador Estático Compensador Síncrono Agregação Por Agente Por Agente Indicador de Indisponibilidade INDISPMFCE INDISPMFCS N (n° de equipamentos) n° de unidades do Agente n° de unidades do Agente B.2 - Manutenção programada e manutenção forçada de transformadores MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Onde: HIXi = número de horas indisponíveis do equipamento i, devido à manutenção; Para o cálculo da indisponibilidade da manutenção programada (INDISPMP) utiliza-se: HIXi = HIMPi número de horas indisponíveis do transformador i devido a manutenções programadas; Para cálculo da indisponibilidade de manutenção forçada (INDISPMF) utiliza-se: HIXi = HIMFi Número de horas indisponíveis do transformador i devido a manutenções forçadas; HPi = número total de horas de existência do transformador i no período considerado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas para anos bissextos e 8.760 horas para anos normais; N = número total de transformadores; i = contador do número de transformadores; Equipamento Transformador Agregação por nível de tensão e por Agente Indicador de Indisponibilidade INDISPMPTAXXX N (n° de equipamentos) n° de transformadores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750) lado de alta. 42 Equipamento Transformador Agregação por nível de tensão e por Agente Indicador de Indisponibilidade INDISPMFTAXXX N (n° de equipamentos) n° de transformadores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750) lado de alta. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E B.3 - Manutenção programada e manutenção forçada de Linhas de Transmissão Onde: HIXi = número de horas indisponíveis do circuito da linha de transmissão i, devido à manutenção; Para o cálculo da indisponibilidade da manutenção programada (INDISPMP) utiliza-se: HIXi = HIMPi número de horas indisponíveis do circuito da linha de transmissão i devido a manutenções programadas; Para cálculo da indisponibilidade de manutenção forçada (INDISPMF) utiliza-se: HIXi = HIMFi Número de horas indisponíveis do circuito da linha de transmissão i devido a manutenções forçadas; HPi = número total de horas de existência do circuito da linha de transmissão i no período considerado. Para cálculo de indicadores em bases anuais, adota-se 8.784 horas para anos bissextos e 8.760 horas para anos normais. extLTi = extensão total do circuito da linha de transmissão i em km; N = número total de circuitos de linhas de transmissão; i = contador do número de circuitos de linhas de transmissão; MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 43 Instalação Linhas de Transmissão Agregação por nível de tensão e por Agente Indicador de Indisponibilidade INDISPMPLTAXXX N (n° de circuitos de linhas de transmissão) n° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750) N (n° de circuitos de linhas de transmissão) n° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750) Instalação Linhas de Transmissão Agregação por nível de tensão e por Agente Indicador de Indisponibilidade INDISPMFLTAXXX C - TAXA DE DESLIGAMENTO FORÇADO MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (a) Equação Geral: (b) Unidade Dimensional: Número de Desligamentos Forçados/ ano/unidade; (c) Agregação temporal: anual; Para efeito da apuração dos indicadores das Taxas de Desligamentos Forçados são considerados os desligamentos provocados por interrupção de emergência e falha na instalação e equipamento, que impõe que o mesmo seja desligado automática ou manualmente. Não são considerados os desligamentos onde houve religamento automático com sucesso, ou ainda, com retorno à operação sem intervenção da manutenção e aqueles provocados pelo sistema em conseqüência de perturbação. 44 C.1 - Compensadores Estáticos e Síncronos, Transformadores e Disjuntores Onde: NDFi = número de desligamentos forçados do equipamento i; HXi = número de horas do equipamento i conforme abaixo; HXi = HSi número de horas de serviço do equipamento i para equipamentos rotativos; HXi = HDi número de horas disponíveis do equipamento i, para os demais equipamentos; i = contador do número de equipamentos; N = número total de equipamentos; 8.760 = fator de anualização. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Equipamento Compensador Síncrono Compensador Estático Disjuntor Transformador Agregação por Agente por Agente por nível de tensão e por Agente por nível de tensão e por Agente Indicador de Taxa de Desligamento Forçado TDFCSA TDFCEA TDFDAXXX TDFTAXXX N (n° de equipamentos) MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO n° de unidades do Agente n° de unidades do Agente n° de disjuntores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500 e 750) n° de transformadores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500 e 750) do lado de alta. C.2 - Linhas de Transmissão Onde: NDFi = número de desligamentos forçados do circuito da linha de transmissão i, no período considerado; HDi = número total de horas disponíveis do circuito da linha de transmissão i no período considerado; i = contador do número de circuitos de linhas de transmissão; N = número total de circuitos de linhas de transmissão; ext LTi = extensão total do circuito da linha de transmissão i em km. 45 Instalação Linhas de Transmissão Agregação por nível de tensão e por Agente Indicador de Taxa de Desligamento Forçado TDFLAXXX N (n° de circuitos de linhas de transmissão) n° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750) D - TAXA DE FALHAS MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (a) Equação Geral: (b) Unidade Dimensional: Número de Falhas / ano / unidade; (c) Agregação temporal: anual; Para efeito da apuração dos indicadores das Taxas de Falhas são considerados os desligamentos provocados por falha na instalação e equipamento, com intervenção da manutenção. Não são considerados os desligamentos onde houve religamento automático com sucesso, ou ainda, com retorno à operação sem intervenção da manutenção e aqueles provocados pelo sistema em conseqüência de perturbação. 46 D.1 - Compensadores Estáticos e Síncronos, Transformadores e Disjuntores Onde: NFi = número de falhas do equipamento i; HXi = número de horas do equipamento i conforme abaixo; HXi = HSi número de horas de serviço do equipamento i para equipamentos rotativos; HXi =HDi número de horas disponíveis do equipamento i, para os demais equipamentos; i = contador do número de equipamentos; N = número total de equipamentos; 8.760 = fator de atualização. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E D.2 - Linhas de Transmissão Onde: NFi = número de falhas do circuito da linha de transmissão i, no período considerado; HDi = número total de horas disponíveis do circuito da linha de transmissão i no período considerado; i = contador do número de circuitos de linhas de transmissão; N = número total de circuitos de linhas de transmissão; ext LTi = extensão total do circuito da linha de transmissão i em km; Instalação Linhas de Transmissão Agregação por nível de tensão e por Agente Indicador de Taxa de Falha TFLAXXX n° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750). N (n° de circuitos de linhas de transmissão) MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 47 E - TEMPO MÉDIO DE REPARO DA FUNÇÃO (a) Equação geral: (b) Unidade Dimensional: horas; (c) Agregação temporal: anual; Para efeito da apuração dos indicadores de Tempo Médio de Reparo da Função são considerados os desligamentos provocados por interrupção de emergência e falha na instalação e equipamento, que impõe que o mesmo seja desligado automática ou manualmente. Não são considerados os desligamentos onde houve religamento automático com sucesso, ou ainda, com retorno à operação sem intervenção da manutenção e aqueles provocados pelo sistema em conseqüência de perturbação. E.1 - Compensadores Estáticos e Síncronos, Transformadores, Disjuntores e Linhas de Transmissão. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Onde: HIRi = Número de horas em que a função ficou indisponível para operação e entregue à manutenção forçada, devido ao evento i; NDFi = número de desligamentos forçados do equipamento ou instalação i; N = índice da agregação, indicando o número de equipamentos ou circuitos de linha de transmissão. Indicador de Equipamento / Instalação Compensador Síncrono Compensador Estático Disjuntor Transformador Linhas de Transmissão Agregação por Agente por Agente por nível de tensão e por Agente por nível de tensão e por Agente por nível de tensão e por Agente Tempo Médio de Reparo da Função TMRFCSA TMRFCEA TMRFDAXXX TMRFTAXXX TMRFLAXXX n° de unidades do Agente n° de unidades do Agente n° de disjuntores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500 e 750) n° de transformadores do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500 e 750) do lado de alta. n° de circuitos de linhas de transmissão do Agente para cada um dos níveis de tensão XXX kV (138, 230, 345, 440/500, 600 e 750) N (n° de equipamentos) 48 F - DURAÇÃO, DURAÇÃO MÁXIMA E FREQÜÊNCIA DA INTERRUPÇÃO DO SERVIÇO DA REDE BÁSICA NO PONTO DE CONTROLE Para a avaliação da contribuição da manutenção nos indicadores Freqüência da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle (FIPC), Duração da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle (DIPC) e Duração Máxima da Interrupção do Serviço da Rede Básica no Ponto de Controle (DMIPC) são consideradas as interrupções dos tipos P1 e O2, conforme tabela abaixo, as quais refletem a parcela de contribuição da manutenção na composição destes indicadores. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E TIPO P1 P2 CAUSA Manutenção Novas conexões, modificações e melhorias. DESCRIÇÃO Interrupções para permitir a execução dos serviços de manutenção previamente acordados. Interrupções para permitir a execução dos serviços de ampliação, modificações e melhorias, previamente acordados. Intervenções manuais para evitar risco de dano em equipamento e para vidas humanas, sem tempo hábil para comunicação ao Centro de Operação do ONS. Intervenções manuais, solicitadas ao Centro de Operação do ONS fora dos prazos estabelecidos, para execução de serviços inadiáveis. Interrupções provocadas por curtos-circuitos causados por descarga atmosférica, vento, temporal, calor, inundação, incêndio, queimada sob a linha, contaminação industrial, depósito salino, árvores, animais, pássaros. Ações remotas ou localmente executadas por operadores, equipes de manutenção ou outros fatores ocasionados por falha humana. Interrupções por desligamentos LTs ou equipamentos de potência por problemas intrínsecos aos mesmos, como defeitos, falhas, sobreaquecimento. Interrupções por desligamento de equipamentos causados por má atuação da proteção ou por defeitos em transformadores para instrumentos, reles, contatores, ou outros componentes dos sistemas de proteção e controle. Interrupções não classificadas nos tipos anteriores ou indeterminadas. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Desligamentos Programados Outras Interrupções O1 O2 O3 O4 O5 O6 O7 Emergências Urgências Fenômenos naturais e ambientais Acidentais Equipamentos de potência Equipamentos de proteção e controle Outros 49 G - CONFIABILIDADE ESTRUTURAL DE ÁREAS O indicador de Confiabilidade Estrutural de Áreas será desenvolvido em futuras revisões dos Procedimentos de Rede. H - TELECOMUNICAÇÕES A partir dos tempos associados a cada ocorrência nos serviços de telecomunicações é elaborado o relatório denominado “Relatório de Avaliação de Desempenho de Serviços de Telecomunicações”, pelo ONS. Os dados relacionados aos tempos envolvidos são: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (a) Data e hora de detecção da falha; (b) Tempo para localização da falha; (c) Tempo para reparo; (d) Data e hora de volta à operação normal. O “Relatório de Avaliação de Desempenho de Serviços de Telecomunicações” contém as seguintes informações: (a) Indisponibilidade de todos os Serviços; (b) Número de ocorrências; (c) Tempos associados a cada interrupção; (d) Taxa de falhas do serviço. Esse relatório será objeto de análise conjunta do ONS e do Agente responsável pelo serviço de telecomunicações afetado, para definir as possibilidades de melhoria, de modo que esses serviços passem a atender aos requisitos de telecomunicações especificados. O desempenho dos serviços de telecomunicações deverá ser apurado mensalmente e os prazos referentes ao processo estão definidos na tabela a seguir: Etapa Emissão do Relatório de Avaliação de Desempenho de Serviços de Telecomunicações Emissão do Relatório de Analise de Serviços de Telecomunicações Data limite Décimo dia útil do mês subseqüente ao de apuração Décimo quinto dia útil do mês subseqüente ao de apuração 50 I - ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - INDICADORES DE DESEMPENHO DA MANUTENÇÃO - Verificar a existência de equipamentos ou instalação na faixa insatisfatória. - Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por algum desvio, está executando ações corretivas resultantes de notificações. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 3.3 - Acompanhamento da Operação Cabe aos Agentes a operação das instalações de Transmissão e Distribuição pertencentes à Rede de Operação, em atendimento às diretrizes, normas, instruções e determinações do ONS, bem como a responsabilidade global pela operação das instalações não integrantes da Rede de Operação. Caberá, ainda, aos Agentes a definição e providências quanto às condições de emergência em todas as suas instalações. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 51 Diariamente, com a finalidade de classificações para fins estatísticos, e identificação daquelas que darão início aos processos de análise, os Centros de Operação do ONS avaliam todas as ações executadas pelas equipes de tempo real dos Centros de Operação e das instalações, identificando: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (a) Não-conformidades nos procedimentos operativos adotados; (b) Não adequação do Programa Diário de Operação - PDO e Instruções de Operação; (c) Falhas nos sistemas de suporte à operação. As ocorrências com anormalidades e condições especiais de operação, sem causa claramente identificada, caracterizadas pelos eventos abaixo relacionados, originam um Relatório de Análise de Operação – RAO. (a) Identificadas dificuldades para o atendimento das diretrizes elétricas / energéticas; (b) Identificados problemas no controle de tensão com violação de faixas operativas em uma área ou região, com corte de carga ou esgotamento dos recursos operativos; (c) Identificados problemas no controle de freqüência desvio superior a 0,04 Hz x 10 min; (d) Identificados problemas no controle de carregamento de equipamentos, com sobrecarga sustentada acima dos valores previstos nas Instruções Operativas; (e) Identificada violação do nível máximo de segurança de uma área, região ou sistema; (f) Identificado problema nos recursos de suporte à operação, provocando a perda de toda informação para operação em tempo real em um ou mais Centro de Operação do ONS, por um período superior à uma hora. Um Relatório de Análise de Operação – RAO também poderá ser originado por solicitação de órgãos internos ao ONS ou de Agentes em função de condições especiais do sistema, para dirimir dúvidas ou aprofundar a análise de um conjunto de ocorrências ou não conformidades com alto índice de reincidência, bem como por recomendação de um Relatório de Análise Expedita da Operação - RAEO, em face de necessidade de aprofundamento nas análises, devido à complexidade da ocorrência. 52 S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 3.3.1 - Análise da Operação da Instalação e dos Processos Operativos Os Agentes de Transmissão, Distribuição e Consumidores Ligados Diretamente à Rede de Operação, são responsáveis por: (a) Supervisionar, comandar e executar as ações operativas nas instalações que pertençam a Rede de Operação; (b) Coordenar, supervisionar, controlar, comandar e executar as ações operativas nas instalações, que não pertençam à Rede de Operação. (c) Dispor de interlocutor(es) para efetuar a troca de informações de forma clara e padronizada em tempo real com um Centro de Operação do ONS, que poderá ser em um Centro de Operação, um órgão específico ou a operação local de suas instalações; (d) Prestar todas as informações ao Centro de Operação do ONS (COSR, COS ou COL) com o qual se relaciona sobre quaisquer situações operativas nas suas instalações que possam vir a ter influência na Rede de Operação do ONS, tais como: (1) Ocorrências nas suas instalações; (2) Anormalidades de funcionamento de equipamentos das instalações da Rede de Operação; (3) Perturbações decorrentes da perda de blocos de geração, de carga, de linhas de transmissão e de transformação que afetem a Rede de Operação; (4) Restrições ao atendimento das Normas, Instruções de Operação ou determinações do ONS; (5) Restrições ao atendimento ao Programa Diário de Operação - (PDO); (6) Qualquer indisponibilidade não programada (urgência ou emergência) de seus equipamentos que fazem parte da Rede de Operação; (7) Toda indisponibilidade de unidade terminal remota, sistema de comunicação (modem e enlace), estação mestre e processador de comunicação da Rede de Operação do ONS. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 53 A - NA EXECUÇÃO DO PROGRAMA DIÁRIO DE OPERAÇÃO SÃO RESPONSÁVEIS PELA: (a) Programação, supervisão, comando e execução de manobras para liberação e reintegração do equipamento sob intervenção, incluindo as tratativas com outros Agentes da fronteira, bem como as manobras para sua isolação; (b) Atendimento dos requisitos de segurança física para a intervenção (definição da área a ser isolada, execução da isolação e a liberação da área 54 isolada para as equipes de manutenção); (c) Caracterização da situação de urgência ou emergência em equipamento de sua propriedade; (d) Somente permitir a execução de serviços em suas instalações observando o cumprimento deste documento, e instruções específicas, quer sejam os serviços executados por seus empregados ou por terceiros; (e) Comunicar ao Centro do ONS, com o qual se relaciona, o motivo do cancelamento de uma intervenção ocorrida no momento de sua execução; (f) Informar de imediato ao Centro de Operação do ONS, qualquer imprevisto que venha a impedir que o equipamento liberado retorne à operação no horário previsto; (g) Informar, ao Centro de Operação do ONS, eventuais alterações de limites ou restrições operacionais, resultantes da intervenção; (h) Comunicar de imediato aos Centros do ONS desligamentos em emergência, efetuados pelos operadores das instalações, devido à existência de risco iminente à segurança da instalação ou de terceiros, sem tempo hábil para análise e autorização prévia do ONS. Posteriormente deverá ser emitida uma de Solicitação de Intervenção, para trabalhos no equipamento indisponível; (i) Liberar o equipamento para a operação, dentro do prazo de retorno previamente estabelecido na Solicitação de Intervenção quando de cancelamento por um Centro do ONS, em função de emergência na Rede de Operação. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO B - NA OPERAÇÃO DAS INSTALAÇÕES DA REDE DE OPERAÇÃO SÃO RESPONSÁVEIS POR: (a) Supervisionar, comandar e executar as ações determinadas pelos Centros de Operação do ONS para a operação da instalação; (b) Caracterizar, quando necessário, condições de emergência na instalação e adotar imediatamente os procedimentos pertinentes; (c) Controlar os níveis de tensão nos barramentos de tensão inferiores a 69 kV; (d) Controlar os níveis de tensão de geração das usinas, com despacho de geração centralizado, conectadas em instalações que não pertencem à Rede Básica ou Complementar, em comum acordo com os demais Agentes envolvidos; (e) Informar ao Centro de Operação do ONS com o qual se relaciona: (1) Alteração nos limites e restrições operacionais de seus equipamentos, que afetem a Rede de Operação; (2) Eventuais restrições operacionais ou para energização de equipamentos; (3) Condições e número de tentativas para religamento automático de equipamentos; S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E C - NO CONTROLE DA GERAÇÃO EM OPERAÇÃO NORMAL SÃO RESPONSÁVEIS POR: (a) Supervisionar, comandar e executar as mudanças de topologia da rede determinadas pelo ONS na Rede de Operação, para viabilizar o cumprimento do PDO e suas reprogramações. (b) Informar ao Centro de Operação do ONS (COSR, COS ou COL): (1) A limitação em equipamentos de transmissão, os horários de início e término das intervenções, manobras e ocorrências no sistema de transmissão que impliquem em restrições de geração em sua área de atuação; (2) As indisponibilidades ou limitações de equipamentos, de conhecimento do Agente, ocorridas ou prestes a ocorrer, previstas ou não, que possam limitar a geração de usina integrada. 55 D - NO CONTROLE DA TRANSMISSÃO EM OPERAÇÃO NORMAL SÃO RESPONSÁVEIS POR: (a) Supervisionar, comandar e executar, conforme orientação dos Centros do ONS: (1) Manobras de linhas de transmissão, reatores, capacitores, excitação de compensadores, atuações nos comutadores de tapes e nos demais recursos de controle de tensão e reativo; (2) Manobras para o controle do carregamento de seus equipamentos, visando garantir a integridade e segurança dos mesmos; (b) Informar aos Centros de Operação do ONS com o qual se relaciona: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (4) Indisponibilidade de equipamentos da Rede de Operação; (5) Impossibilidade de atendimento a orientações ou determinações operacionais do Centro do ONS, relativas à Rede de Operação; (6) As ocorrências com perda de equipamentos da Rede de Operação. (f) Comunicar de imediato aos Centros do ONS, os desligamentos de emergência efetuados pelos operadores das instalações, devido à existência de risco iminente à segurança da instalação ou de terceiros; MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (1) Indisponibilidades e restrições, ocorridas ou prestes a ocorrer, de equipamentos que afetem a operação normal da transmissão, limitem os recursos ou influam no controle de tensão; (2) Qualquer alteração nos limites operativos de seus equipamentos, em relação aos valores informados ao ONS e da capacidade operativa constante no Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão. (c) Devem acionar as respectivas áreas de manutenção com a maior brevidade possível, quando da constatação de defeitos que venham a restringir a operação das fontes de reativos e/ou equipamentos de regulação de tensão. (d) Operar os compensadores síncronos e estáticos e unidades geradoras procurando, sempre que possível, manter reserva adequada de reativo, visando minimizar as variações transitórias de tensão em caso de contingências. Sua utilização plena só deve ocorrer quando as condições de tensão não forem satisfatórias e depois de esgotados todos os recursos. 56 E - EM CONTINGÊNCIA SÃO RESPONSÁVEIS POR: (a) Supervisionar, comandar e executar as ações operativas determinadas pelo Centro de Operação do ONS, com o qual se relaciona, para o restabelecimento das condições normais do sistema; (b) Informar ao Centro de Operação do ONS com o qual se relaciona, as configurações da Rede de Operação com risco potencial para seus equipamentos; (c) Informar imediatamente ao Centro de Operação do ONS com o qual se relacionam as restrições operativas e as alterações nos limites operativos de seus equipamentos, em função dos eventos envolvidos na contingência, devendo o ONS verificar se essas restrições ou alterações afetam os procedimentos previstos nas Instruções de Operação. F - NA RECOMPOSIÇÃO DA REDE DE OPERAÇÃO APÓS PERTURBAÇÃO SÃO RESPONSÁVEIS POR: (a) Preparar as instalações para o recebimento de tensão, efetuando manobras de acordo com as instruções específicas dos mesmos; S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 57 G - NA ELABORAÇÃO DO PROGRAMA DIÁRIO DA OPERAÇÃO SÃO RESPONSÁVEIS POR: (a) Solicitar suas intervenções ao ONS; (b) Enviar aos Agentes de Geração, as solicitações de intervenção sem desligamento ou de urgência, em instalações fora da Rede de Operação que imponham limitações ao despacho de usinas submetidas ao despacho centralizado; (c) Confirmar, junto aos Centros de Operação do ONS, com o qual se relaciona, as liberações para intervenções na Rede de Operação programadas para o dia seguinte, bem como os cancelamentos de intervenções anteriormente solicitadas; (d) Alterar sua programação de intervenções em comum acordo com o ONS, quando solicitado; (e) Fornecer ao ONS os dados de intervenções segundo modelo constante das Rotinas Operacionais e informações complementares quando solicitado. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (b) Supervisionar, comandar e executar as ações de recomposição fluente de suas instalações, conforme definido pelo ONS, nas Instruções de Operação; (c) Supervisionar, comandar e executar as ações de recomposição determinadas pelo ONS, na fase coordenada; (d) Supervisionar, comandar e executar as ações de recomposição da Rede de Operação e de restabelecimento das cargas em sua área de responsabilidade; (e) Somente fazer uso de tensão que atenda às condições de energização e que seja proveniente dos circuitos estabelecidos nos sentidos de energização e na seqüência definida nas Instruções de Operação de suas instalações; (f) Restabelecer a carga prioritária, conforme definido pelo Agente em cada fase da recomposição, até o limite pré-estabelecido nas Instruções de Operação de suas instalações ou pelos Centros de Operação do ONS; (g) Fazer contato com o Centro de Operação do ONS, com o qual se relaciona, quando detectar alguma anormalidade no processo de recomposição fluente, bem como informar o término da mesma e aguardar liberação de carga adicional; (h) Elaborar o programa de simulação de recomposição do sistema e executar e comandar as manobras em tempo real, nas instalações. H - ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - OPERAÇÃO DA INSTALAÇÃO E DOS PROCESSOS OPERATIVOS MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO - Verificar nos registros e formulários existentes na subestação, se as rotinas de operação foram atendidas. - Verificar se a TRANSMISSORA, se responsável por alguma anormalidade identificada, esta executando as ações corretivas recomendadas. - Avaliar o esquema de acionamento da manutenção em casos de emergência na subestação, quanto aos aspectos de agilidade e flexibilidade. 3.3.2 - Verificação dos Manuais, Instruções, Rotinas e Diagramas Unifilares de Operação O Agente da Operação deve disponibilizar em suas instalações da Rede de Operação, documentação que contenha todos os procedimentos operativos determinados no MPO para serem executados naquela instalação, seja através dos documentos do MPO ou, a critério do Agente, de documentação operacional própria. As Instruções de Operação das Instalações são elaboradas pelos Agentes proprietários. Para a operação das instalações, os Agentes proprietários das mesmas deverão disponibilizar, dentre outros, os seguintes documentos de sua competência: (a) Manual de operação próprio, contendo as normas e instruções de operação, manobras padronizadas e outros documentos, conforme a estrutura e organização de cada Agente. Este Manual deve contemplar as Instruções elaboradas pelo ONS ou pelo Agente proprietário da instalação relativas à operação da mesma, em conformidade com os procedimentos estabelecidos pelo ONS para a Rede de Operação; (b) Instruções técnicas relativas à operação dos equipamentos, proteção, serviços auxiliares e outras inerentes às instalações; (c) Diagramas unifilares operacionais da instalação. Nas subestações da Rede de Operação devem existir Instruções de Operação de recomposição específicas, elaboradas pelos Agentes com diretrizes do ONS, que confiram aos operadores determinado grau de liberdade nas ações de recomposição, se possível independentemente de comunicação com Centros de Operação de Agente ou do ONS. As responsabilidades dos Agentes na manutenção dos Manuais de Operação dos seus Centros de Operação e de suas instalações que fazem parte da Rede de Operação, no que se refere à implantação dos procedimentos estabelecidos pelo ONS para a operação dessa Rede, são: 58 S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Os diagramas unifilares operacionais das instalações, emitidos pelos Agentes da Operação, devem ser elaborados de forma a atender os seguintes requisitos: (a) Retratar da melhor forma possível a configuração física dos equipamentos e instalações. As denominações dos circuitos de saída de linhas de transmissão devem ser escritas por extenso, acompanhadas opcionalmente pelas siglas associadas; (b) Representar necessariamente os seguintes equipamentos: disjuntores, seccionadoras, transformadores, reatores, compensadores síncronos e estáticos, banco de capacitores, unidades geradoras, TC, TP, bobinas de bloqueio e pára-raios; (c) Indicar a capacidade nominal de transformadores, reatores, compensadores síncronos e estáticos, banco de capacitores e unidades geradoras; (d) Identificar os equipamentos e barramentos da instalação, representando os mesmos graficamente (cor, espessura de traço etc.) de forma que possa ser facilmente identificado o nível de tensão associado. A critério do Agente, poderão ser inseridos outros dados que o mesmo julgar necessário. 59 MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (a) Incorporar os procedimentos do MPO, estabelecidos pelo ONS para serem efetivados pelas instalações ou Centros dos Agentes, no Manual de Operação dessas instalações ou Centros.Tal incorporação pode ser feita via os próprios documentos emitidos pelo ONS ou via documentos operativos emitidos pelos Agentes; (b) Implantar os procedimentos operativos definidos pelo ONS junto aos operadores de seus Centros ou instalações, nos prazos definidos pelos Centros de Operação do ONS; (c) Manter atualizados os Manuais de Operação de suas instalações e Centros, inclusive quanto aos procedimentos de operação estabelecidos pelo o ONS para serem efetivados pelas equipes de operação envolvidas; (d) Informar previamente ao Centro de Operação do ONS com o qual se relaciona as modificações na configuração de suas instalações, troca de equipamentos, modificações nos processos operativos ou qualquer outro evento com repercussões na Rede de Operação, para que o processo de revisão da Instrução de Operação pertinente seja realizado atendendo aos prazos; (e) Manter atualizados e encaminhar ao Centro de Operação do ONS, com o qual se relaciona, todos os diagramas unifilares operacionais das instalações pertencentes à Rede de Operação de sua propriedade e suas revisões subseqüentes. Roteiro de Fiscalização - Manuais, Instruções, Rotinas e Diagramas Unifilares de Operação MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO - Verificar Verificar Verificar Verificar Verificar se os manuais compreendem toda a necessidade dos operadores. a sua atualização, utilização e aplicabilidade. a existência de Normas de recomposição na instalação. a atualização dos diagramas unifilares operacionais e se atendem os requisitos especificados. se os equipamentos do pátio estão identificados conforme o diagrama unifilar operacional. 3.3.3 - Dimensionamento e Capacitação da Equipe de Operação O processo de Normatização inclui a Capacitação do Pessoal da Operação, incluindo a elaboração, a execução e a avaliação de programas de treinamento das equipes de operação, como forma de assegurar a efetividade dos documentos constantes do MPO. Caberá a todos Agentes da Operação (ONS, Agente de Geração, Transmissão e Distribuição) assegurar que os operadores de sistema dos Centros de Operação que atuam na Rede de Operação, bem como os operadores das Instalações que compõem a mesma, estejam devidamente habilitados para as atividades de Tempo Real contidas no MPO, através de processo de Certificação de Competência Técnica e de Saúde Física e Mental, detalhado em Rotina específica, elaborada com a participação de todos os Agentes envolvidos e aprovada pelo Conselho de Administração do ONS. Para garantir a eficiência do processo de auto-restabelecimento, quando o sistema elétrico assim o permitir, os Agentes deverão, periodicamente, preparar simulação de treinamento para os operadores, sob as condições mais realistas possíveis, no restabelecimento de usinas e subestações, conforme programa aprovado pelo ONS. 60 Roteiro de Fiscalização – Dimensionamento e Capacitação da Equipe de Operação - Verificar se os operadores da instalação foram certificados e a validade da certificação. - Verificar a atualidade do treinamento dos operadores. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 3.3.4 - Requisitos de Comunicação e Tele-supervisão para a Operação A - ESPECIFICAÇÕES PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ O sistema de telecomunicações para atender à Operação pelo ONS deverá prover serviços de comunicação de voz, conforme definido nos Procedimentos de Rede, devendo ser oferecido em três classes de serviço, a saber: (a) Classe A: Deverá apresentar disponibilidade de 99,98%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendimento de 8 horas úteis. (b) Classe B: Deverá apresentar disponibilidade de 99%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendimento de 8 horas úteis. (c) Classe C: Deverá apresentar disponibilidade de 95%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendimento de 8 horas úteis. 61 Serviços de Telefonia Direta (a) Este serviço pode ser de acordo com qualquer das três classes anteriores. (b) Deve possibilitar sinalização visual e auditiva com retorno de sinalização. Serviços de Telefonia Comutada (a) Serviço oferecido somente de acordo com a classe C. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO - Verificar a segurança com que os operadores utilizam os recursos disponíveis na subestação. - Verificar o dimensionamento da equipe de operação. - Verificar critério de desassistência da Subestação. (b) Este serviço deve possibilitar conexão discada com utilização exclusiva. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO B - NECESSIDADES DE SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ As interligações de comunicação de voz, diretas, entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão, integrantes da Rede de Operação, exceto aquelas requeridas para o funcionamento do Controle Automático de Geração, serão estabelecidas de comum acordo com os Agentes proprietários das referidas instalações, subordinadamente aos Procedimentos de Rede. O sistema de telecomunicações, para a execução da Operação pelo ONS, subordinado ao estabelecido no Manual de Procedimentos da Operação, deverá prover serviços de comunicação de voz cujas interligações possíveis são explicitadas a seguir: 62 C - SERVIÇO DE TELEFONIA PARA OPERAÇÃO EM TEMPO REAL Entre os Centros de Operação do ONS e os Centros de Operação dos Agentes; entre os Centros de Operação do ONS e instalações de Transmissão da Rede de Operação, ligadas aos respectivos CAG: (a) Serviço de telefonia direta Classe A. Entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de Transmissão da Rede de Operação (não contempladas no item anterior), com as quais se relacionam: (a) Serviço de telefonia direta Classe B. (b) Serviço de telefonia comutada. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E D - ESPECIFICAÇÕES PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS O sistema de telecomunicações para atender à Operação pelo ONS deverá prover serviços de comunicação de dados, conforme definido nos Procedimentos de Rede, devendo ser oferecido em duas classes de serviço, a saber: (a) Classe A: Deverá apresentar disponibilidade de 99,98%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendimento de 8 horas úteis. (b) Classe B: Deverá apresentar disponibilidade de 99%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos doze meses, e tempo máximo de atendimento de 8 horas úteis. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO E - NECESSIDADES DE SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO DE DADOS As interligações de comunicação de dados, diretas, entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão, integrantes da Rede de Operação, exceto aquelas requeridas para o funcionamento do CAG, serão estabelecidas de comum acordo com os Agentes proprietários das referidas instalações, subordinadamente aos Procedimentos de Rede O sistema de telecomunicações, para a execução da Operação pelo ONS, subordinado ao estabelecido no Manual de Procedimentos da Operação, deverá prover serviços de comunicação de dados cujas interligações possíveis são explicitadas a seguir: 63 F - RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE EM TEMPO REAL Entre os Centros de Operação do ONS e instalações de Transmissão da Rede de Supervisão para atender aos requisitos de CAG: (a) Serviço de comunicação de dados Classe A, configurado diretamente da instalação ou através de concentrador. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Entre os Centros de Operação do ONS e as instalações de transmissão da Rede de Supervisão, Consumidores e COD’s, para atender aos requisitos das funções SCADA: (a) Serviço de comunicação de dados Classe A, dimensionado de forma a suportar o carregamento e os requisitos de desempenho. (b) Esse serviço poderá ser configurado diretamente entre o Centro de Operação do ONS e a instalação ou através de interligação efetuada por meio de concentradores de dados. Entre os Centros de Operação do ONS e instalações da Rede de Supervisão, em pontos definidos pelo ONS, para atender aos requisitos de informações com alta taxa de aquisição para o controle de tensão e detecção de ilhamento: (a) Serviço de comunicação de dados Classe B, dimensionado de forma a suportar o carregamento e os requisitos de desempenho. 64 G - ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO E TELE-SUPERVISÃO - Verificar se a instalação possui os recursos de comunicação especificados. - Verificar se existe procedimento já estabelecido para perda da comunicação. - Verificar se atende o tempo mínimo de atendimento no caso de falha da comunicação. 3.4 - Adequação aos Requisitos Mínimos das Instalações de Transmissão Novas Instalações na Rede Básica: Os requisitos técnicos mínimos se aplicam tanto para novas instalações como para novos equipamentos/sistemas a serem instalados em instalações já existentes na Rede Básica. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Instalações já existentes na Rede Básica: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Os requisitos mínimos estabelecidos, não se aplicam diretamente às instalações existentes na Rede Básica. O desempenho das instalações existentes será monitorado de forma a identificar a distância entre os padrões de desempenho verificados e requisitos que estão sendo estabelecidos nos Procedimentos de Rede para as novas instalações. Uma vez identificada à necessidade de adequações destas instalações, o ONS a comunica imediatamente à ANEEL. O ONS, em conjunto com os Agentes envolvidos, empreende as ações pertinentes ao processo de definição de responsabilidade, propõe medidas corretivas e define a data de necessidade da adequação. Durante o período entre a comunicação à ANEEL da necessidade e efetivação da adequação, deverão ser acompanhadas e avaliadas as conseqüências para os Agentes afetados. RESPONSABILIDADES Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL (a) Aprovar os padrões e estabelecer metas de padrões de desempenho da Rede Básica; (b) Regulamentar os padrões de desempenho do sistema e fiscaliza o cumprimento dos mesmos; (c) Compatibilizar os padrões de desempenho ao longo da cadeia geração, transmissão, distribuição e consumo, de forma assegurar a atribuição equilibrada de responsabilidades. 65 TRANSMISSORA (a) Manter as instalações disponíveis, dentro dos padrões estabelecidos nos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão - CPST; (b) Manter os equipamentos de controle e regulação disponíveis, com ajustes e respostas de acordo com o especificado pelo ONS com a participação do Agente envolvido; (c) Limitar a geração de harmônicos e desequilíbrios produzidos por equipamentos integrantes do sistema sob sua responsabilidade dentro dos limites estabelecidos pelos Procedimentos de Rede; (d) Participar dos estudos coordenados pelo ONS para o estabelecimento de Sistemas Especiais de Proteção (SEP) e implanta os esquemas e os ajustes estabelecidos; MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (e) Implantar os ajustes de proteção e controle, em nível sistêmico, dentro dos valores estabelecidos pelo ONS com a participação do Agente envolvido; (f) Definir e implantar ajustes adequados das proteções referentes às suas instalações de forma a garantir a integridade dos equipamentos, guardando seletividade com as proteções sistêmicas; (g) Especificar e instalar equipamentos de monitoração e desenvolve as ações pertinentes relativas à qualidade da energia elétrica no sistema sob sua responsabilidade; (h) Operar e manter as instalações sob sua responsabilidade de acordo com as diretrizes constantes nos Procedimentos de Rede, no Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST) e nos Contratos de Conexão (CCT); (i) Propor ampliações, reforços e melhorias necessárias ao adequado funcionamento da Rede Básica; (j) Consolidar, junto ao ONS, os índices de disponibilidade das instalações de transmissão. Roteiro de Fiscalização - Instalações já existentes na Rede Básica - Verificar se existem novos equipamentos/sistemas instalados, e proceder conforme item Novas Instalações da Rede Básica, para estes equipamentos/sistemas. - Verificar se a instalação atende os padrões de desempenho da Rede Básica, e em caso negativo, se foi proposto melhorias para sua adequação. 66 3.5 - Adequação à Segurança das Pessoas, Patrimonial e Anti-Incêndio das Instalações. 3.5.1 - Segurança Patrimonial Conforme definido no Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica celebrado pela empresa com a União, é obrigação da TRANSMISSORA organizar e manter atualizado o registro e inventário dos bens vinculados à concessão, nos termos estabelecidos pela regulamentação específica expedida pela ANEEL, bem como zelar pela sua integridade. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - SEGURANÇA PATRIMONIAL MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO - Avaliar como foi o acesso a subestação, verificando os aspectos quanto ao atendimento e segurança. a) Segurança patrimonial frágil ou limitada. b) Cerca de proteção em estado precário. c) Portão de acesso, distante da Casa de Comando, sem interfone. d) Existência de casos de entrada de indivíduos na área da subestação. - Verificar a existência de dispositivos especiais de segurança patrimonial e o seu funcionamento. 3.5.2 - Programa de Proteção Anti-Incêndio das Instalações Proteção Contra Incêndio em Subestações – Requisitos Mínimos. Série GRIDIS No 14 Guia: Critério para Proteção Contra Incêndio em Subestações. 67 CASA DE CONTROLE: - Paredes de alvenaria, teto em laje de concreto e piso de concreto sem revestimento ou com revestimento com materiais incombustíveis. SALA DE COMANDO: Dois extintores tipo gás carbônico de 6 kg de capacidade de carga. Fios elétricos colocados em eletrodutos ou canaletas. Abertura para cabos vedadas. Placas de sinalização de PERIGO em painéis de controle e cubículos de alta tensão. Portas abrindo para fora no sentido saída. SALA DE BATERIAS: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO - Dois extintores tipo gás carbônico de 6 kg de capacidade de carga, instalado em área externa. Instalações elétricas e de iluminação tipo à prova de explosão e/ou blindadas. Ventilação natural adequada e forçada por exaustores. O ambiente da sala não deve ser utilizado para outras finalidades. Sinalização com placas de PERIGO – PROIBIDO FUMAR. Equipada com meios para drenagem. SALA DE COMUNICAÇÕES: - Dois extintores tipo 6 kg de capacidade de carga, instalado em área externa. - Aberturas para cabos vedadas. 68 SALA DE CABOS: - Dois extintores tipo pó químico seco de capacidade de carga 4 kg. - Abertura para passagem de cabos vedadas. - Altura mínima de pé direito 2,00 metros. SERVIÇOS AUXILIARES: (escritório, Oficina, Depósito, Circulação) - Dois extintores tipo gás carbônico de capacidade de 6 kg de carga. COZINHA: - Um extintor de gás carbônico de capacidade de 6 kg de carga. - Instalação do botijão de gás “GLP” instalado em área externa. - Ambiente arejado, evitando acúmulo de gases. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E CASA DO GRUPO DE GERADORES DE EMERGÊNCIA: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO - Paredes de alvenaria, teto em laje de concreto e piso de concreto sem revestimento ou com revestimento com materiais incombustíveis. Um extintor tipo pó químico de 4 kg de capacidade de carga, instalado em área externa. Sinalização PERIGO – PROIBIDO FUMAR. Escape dos gases do gerador para fora do ambiente. Tubulação revestida de material isolante térmico. O ambiente não deve ser usado para outras finalidades. Depósito de combustível do lado externo e protegido contra intempéries e descarga atmosférica. Ambiente arejado, evitando acúmulo de gases. Abertura para cabos vedadas. CASA DOS COMPENSADORES SÍNCRONOS: - Dois extintores tipo gás carbônico de 6 kg de capacidade de carga. 69 TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA: - Dois extintores de incêndio, sobre rodas (carreta), com carga de pó químico, capacidade 50 kg, a pressurizar com N2, rodas de borracha extra larga. - Parede corta fogo isolando os riscos, de altura, mínima igual a 60 cm acima do tanque conservador e comprimento total ultrapassando 50 cm, em ambos os lados, o comprimento do transformador. - Tanque de contenção e drenagem do óleo, com dreno levando o óleo para um depósito coletor especialmente construído para este fim. CUBÍCULOS: - Caso os extintores que protegem os transformadores estejam a mais de 20 metros, prever extintores idênticos para proteção dos cubículos. CANALETAS: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO - Vedação dna passagem de cabos de um ambiente para outro. - Fechadas com suas tampas. PÁTIO: - Manter limpo, sem existência de plantas, matos, ervas daninhas e materiais estranhos. CERCAS: - Toda área da subestação deve possuir cercas aterradas com sinalização de segurança do tipo PERIGO – ALTA TENSÃO. ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO - PROTEÇÃO ANTI-INCÊNDIO DAS INSTALAÇÕES Geral: Verificar a existência e o registro das manutenções dos extintores de incêndio. Verificar as manutenções preventivas, testes funcionais e o estado de conservação de sistema fixo de combate a incêndio. Verificar a adequação e conservação dos abrigos de extintores do pátio da instalação. 70 Casa de Controle: Verificar a utilização de materiais combustíveis na construção da casa de controle. Verificar se as aberturas para passagem de cabos estão vedadas. Verificar a existência de botijão de gás instalados em área interna da sala. Sala de Baterias: Verificar a existência de sistema de exaustão e luminárias à prova de explosão na sala. Verificar a existência de materiais estranhos armazenados na sala. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Verificar se as placas de sinalização proibindo o uso de qualquer objeto que possa provocar incêndio. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Transformadores de Potência: Verificar o posicionamento dos pára-raios nos terminais de chegada de linha e sua localização junto aos transformadores, avaliar os riscos de ocorrência de explosão e extensão dos danos. Verificar a existência de barreiras corta-fogo e sistema de proteção contra incêndio para transformadores. Verificar a existência de tanques de contenção e drenagem de óleo. Verificar a existência de barreiras de vedação na passagem de cabos em canaletas e tubulação. Grupo Diesel Motor – Gerador: Solicitar partida manual do grupo para confirmar a exaustão e vedação do escapamento do grupo. Verificar se o ambiente não está sendo utilizado para outra finalidade. Verificar a existência de depósito de combustível, do lado externo e protegido contra intempéries e descarga atmosférica. 71 3.5.3 - Segurança Física em Intervenções e de Terceiros Todas as instalações devem ser mantidas adequadamente de forma a garantir que a segurança das instalações, dos equipamentos e do pessoal envolvido, não seja comprometida. O sistema de aterramento deverá atender ao critério de solidamente aterrado. Nas intervenções a operação é responsável por: (a) Programação, supervisão, comando e execução de manobras para liberação e reintegração do equipamento sob intervenção, incluindo as tratativas com outros Agentes da fronteira, bem como as manobras para sua isolação; (b) Atendimento dos requisitos de segurança física para a intervenção (definição da área a ser isolada, execução da isolação e a liberação da área isolada para as equipes de manutenção); Devem-se estabelecer Normas de Segurança a serem seguidas pelas equipes de operação e manutenção, envolvidas com a instalação, com as necessárias precauções de segurança a serem tomadas. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO ROTEIRO DE FISCALIZAÇÃO – SEGURANÇA FÍSICA EM INTERVENÇÕES E DE TERCEIROS Instalações: - Verificar existência de eventuais problemas de aterramento e estado das conexões e cabos de ligação a terra e cercas metálicas da subestação. - Verificar a existência de sinalização de segurança na parte externa de muros e cercas que circundam a subestação. - Verificar a existência de seccionamento das cercas nos limites das faixas de linhas de transmissão. - Verificar a existência de armazenamento inadequado de óleo askarel na instalação. - Verificar a existência de descarga de óleo isolante em esgoto pluvial ou no pátio da subestação. 72 Arranjo de Barras e Leiaute da Subestação: - Verificar se o arranjo não apresenta problemas para a manutenção em relação à segurança do pessoal. - Verificar se os barramentos, cabos e equipamentos não estão abaixo das alturas recomendadas pela norma. - Verificar se o arranjo de algum barramento apresenta espaçamento inadequado para a segurança do pessoal de operação e manutenção. Normas e Rotinas: - Verificar os esquemas de isolamento de áreas e procedimentos de segurança para a execução dos trabalhos de manutenção. - Verificar se existem normas especificas de segurança no trabalho para a equipe de manutenção e operação. Dispositivos de Sinalização: - Verificar a existência de sinalização de advertência e alerta de perigo, tais como adesivos, placas, luminosos, fitas de identificação, cartões, faixas, cavaletes, cones; delimitando as áreas de risco e da subestação, informando os perigos de acidente. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 3.6 - Adequação aos Requisitos Mínimos para Novas Instalações de Transmissão 3.6.1 - Instalação da Subestação A - CONFIGURAÇÕES DE BARRA As configurações de barra para novas subestações da Rede Básica são estabelecidas em dois grupos, diferenciados por classe de tensão, sendo permitido algumas variantes. (a) Pátios de 765, 500, 440 e 345 kV: barra dupla com disjuntor e meio; (b) Pátios 230 e 138 kV: barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves. Os requisitos de configuração de barras para novas subestações são estabelecidos para a etapa final prevista no planejamento da expansão da instalação. Para a etapa inicial são aceitas variantes que permitam evoluir para as configurações acima, desde que atendam aos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações. A adoção, inicial, da configuração de barra em anel simples para os pátios em 765, 500, 440 e 345 kV, deverá permitir a evolução para configuração barra dupla com disjuntor e meio nas etapas futuras. Configurações de barra alternativas considerando, inclusive, isolamento em SF-6, poderão ser adotadas desde que sejam comprovadas, pela TRANSMISSORA, através de estudos, que tenham desempenho igual ou superior as configurações estabelecidas acima. Para subestações de sistemas radiais da Rede Básica poderá ser permitida a opção, para as configurações de barra dos pátios de 230 e 138 kV, barra principal e transferência desde que permita a evolução para as configurações de barra estabelecidas acima. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 73 B - CORRENTE EM REGIME PERMANENTE MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Os barramentos e equipamentos deverão suportar os valores de corrente em regime permanente definidos pelos estudos de planejamento, prevendo futuras expansões para os pátios das subestações, para o período de concessão da instalação. C - SISTEMA DE ATERRAMENTO O sistema de aterramento deverá atender ao critério de solidamente aterrado. 74 D - CAPACIDADE DE CURTO-CIRCUITO Os barramentos, o sistema de aterramento e os equipamentos deverão suportar os níveis de curto-circuito máximos definidos pelos estudos de planejamento para os pátios das instalações, considerando os tempos máximos de eliminação de defeito adotados nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações, para o período de concessão da instalação. E - COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO Tensão em regime permanente: O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar o valor máximo de tensão, estabelecido na Tabela 1, para a condição de operação em regime permanente. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E TABELA 1 – NÍVEIS DE TENSÃO (KV FASE-FASE, EFICAZ) EM CORRENTE ALTERNADA. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA 230 345 440 500 765 TENSÃO MÁXIMA 242 362 460 550 800 Isolamento sob poluição: As instalações deverão ser isoladas de forma a atender, sob tensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions. 75 Desempenho a descargas atmosféricas: O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurar blindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos. Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às prescrições da Norma Técnica NBR5419. F - EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA Rádio Interferência: O valor da tensão de rádio interferência não deve exceder 2500 µV a 1000 kHz correspondente a 1,1 vezes a tensão nominal. Efeito Corona: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO As instalações das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom. A tensão mínima fase – terra eficaz para início e extinção de corona visual deverá assumir os seguintes valores: (a) (b) (c) (d) (e) Pátio 765 kV: 536 kV; Pátio 500 kV: 350 kV; Pátio 440 kV: 308 kV; Pátio 345 kV: 242 kV; Pátio 230 kV: 161 kV. 76 3.6.2 - Equipamentos da Subestação A - UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA Energização das unidades transformadoras de potência: As características de saturação magnética das unidades transformadoras deverão permitir a energização tanto pelo enrolamento primário quanto pelo enrolamento secundário. Enrolamentos terciários: A necessidade dos enrolamentos terciários deve, mediante estudos, ser determinada pelos condicionamentos sistêmicos listados a seguir, não se limitando aos mesmos: (a) Instalação de suporte de reativo; S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E (b) Atenuar fatores de sobretensões; (c) Absorção de harmônico de tensão de terceira ordem. Comutação de derivação em carga: O comutador de derivação em carga deverá ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers. Para subestações novas o quantitativo e a faixa de derivações, assim como do enrolamento onde deve ser instalado o comutador em carga, são os definidos nos estudos sistêmicos. Para novas unidades transformadoras em subestações existentes o comutador em carga deve ter as mesmas características de derivações e de locação, das unidades transformadoras de potência existentes. Condições Operativas: As unidades transformadoras de potência deverão ser adequadas para operação em paralelo nos terminais a serem conectadas. Para novas unidades transformadoras de potência os procedimentos para aplicação de cargas devem atender a norma ABNT NBR 5416. Cada unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz apresentado na Tabela 2, em qualquer derivação de operação. TABELA 2 – SOBREEXCITAÇÃO EM VAZIO A 60 HZ, EM QUALQUER DERIVAÇÃO DE OPERAÇÃO (VALORES EM PU DA TENSÃO DE DERIVAÇÃO) Período 10 segundos 20 segundos 1 minuto 8 minutos Tensão (pu) 1,35 1,25 1,2 1,15 77 Impedância: O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser no máximo de 14% na base nominal das unidades transformadoras, salvo quando indicado por estudos.Na definição do valor mínimo da impedância, deve-se considerar os máximos valores admissíveis de corrente de MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO curto-circuito. Para as novas unidades transformadoras, em subestações existentes, os valores máximos e mínimos de impedância devem atender as adequações de paralelismo. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Perdas: O valor das perdas totais em plena carga deve ser inferior a 0,3% da potência nominal das unidades transformadoras de potência. Nível de ruído: Máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deverá estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT. B - BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO Conexão: É permitida a ligação de mais de um banco de capacitores em derivação ao barramento através de uma única conexão, desde que cada banco de capacitor seja protegido e manobrado independentemente e que seja demonstrado através de estudos de sistema que tal configuração não comprometa o desempenho do sistema. 78 Tolerâncias: Capacitância do banco - ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases. Perdas Dielétricas: O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e freqüência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 200 oC deverá ser de no máximo 0,12 W/kVAr para capacitores sem fusíveis internos e 0,16 W/kVAr para capacitores com fusíveis internos. Capacidade de Curto-Circuito: Todos os equipamentos e dispositivos da subestação deverão suportar as correntes de curtos-circuitos definidos pelos estudos de planejamento para S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Energização: - Todos os equipamentos e dispositivos da subestação onde o banco é instalado deverão suportar e responder adequadamente a todas as solicitações de correntes e tensões provenientes da energização do banco isoladamente ou na condição back-to-back para todas as configurações do período de concessão da instalação; - A energização dos bancos não poderá provocar sobretensões inaceitáveis nas subestações da Rede Básica. C - REATORES EM DERIVAÇÃO Tolerâncias: Impedância - ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases. 79 Esquemas de Aterramento: Os reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento; estrela solidamente aterrada e estrela aterrada através de impedância.Quando for utilizada a impedância de aterramento, a classe de isolamento do neutro do reator deverá ser dimensionada considerando este equipamento. Perdas: O valor médio das perdas totais, à tensão e freqüência nominais, deverá ser inferior a 0,3% da potência nominal do reator. Suportabilidade a Sobretensões: O reator deverá ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias impostos pelo sistema. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO os pátios das instalações, considerando os tempos máximos de eliminação de defeito adotados nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações, para o período de concessão da instalação, superposta com a solicitação mais severa possível decorrente da descarga dos capacitores devido a curtos-circuitos internos à subestação. D - BANCO DE CAPACITORES SÉRIE FIXOS MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Tolerâncias: Capacitância - ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases.. Perdas Dielétricas: O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e freqüência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20 oC deverá ser de no máximo 0,12 W/kVAr para capacitores sem fusíveis internos e 0,16 W/kVAr para capacitores com fusíveis internos. Capacidade de Sobrecarga: Deverá atender os requisitos de norma exceto quando os estudos de sistema indicarem. 80 Dispositivos de Proteção: Os Bancos de Capacitores Série podem ser protegidos por dispositivos de proteção desde que haja uma reinserção do banco no sistema após uma falta, em um tempo máximo de modo a manter-se um desempenho adequado do sistema; Esses dispositivos deverão ser dimensionados considerando-se: - As configurações do sistema elétrico durante a concessão da instalação; - A falta externa mais crítica; - Religamento malsucedido de somente um terminal da linha onde o Banco será inserido, que resulta a condição mais crítica para o dispositivo; - A existência de linha(s) de transmissão paralela(s) fora de serviço. By-pass do Banco Série: Será permitido o by-pass do Banco Série nas seguintes situações: (1) Faltas internas trifásicas, bifásicas ou monofásicas; S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E E - DISJUNTORES Os disjuntores devem ter tempos máximos de interrupção de 2 ciclos para tensões de 800, 550, 460 e 362 e 3 ciclos para tensões de 242 e 145 kV de 60 Hz. O ciclo de operação com religamento rápido deverá atender aos requisitos da norma NBR7118. Os disjuntores deverão ser capazes de efetuar, em função das características específicas de cada aplicação e dos requisitos sistêmicos, um conjunto das seguintes operações: (a) Abertura de linhas em vazio com sobretensão de 40%, e sob freqüência de 66 Hz, sem reacendimento de arco. Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde que seja comprovada a ausência da mesma nos estudos de sistema; (b) Abertura de banco de capacitores: os disjuntores devem ser do tipo de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco” conforme designação da norma IEC 62271-100; (c) Abertura de pequenas correntes indutivas sem provocar sobretensões inadmissíveis aos demais equipamentos da instalação; (d) Abertura do sistema em oposição de fases; (e) Abertura de defeito trifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de linha; (f) Abertura de defeito quilométrico; (g) Abertura da corrente de curto-circuito com maior relação X/R do sistema. Os disjuntores também deverão ser capazes de efetuar a energização de linha de transmissão e banco de capacitores em derivação, religamento das linhas de transmissão, energização das unidades transformadoras de potência e abertura de reator em derivação, observando os limites de suportabilidade de sobretensão dos demais equipamentos da Rede Básica e a capacidade de absorção de energia dos pára-raios envolvidos. Os disjuntores das conexões dos enrolamentos secundários das unidades transformadoras de potência deverão ser adequados para abertura de defeito trifásico no barramento, não envolvendo terra. 81 MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO (2) Faltas externas trifásicas, bifásicas ou monofásicas, eliminadas em mais de 100 ms; (3) Faltas externas trifásicas, bifásicas ou monofásicas, eliminada em 100 ms, com religamento malsucedido em 600 ms e abertura, ainda sob falta, em 700 ms. (4) Os tempos de eliminação da falta, citado neste item, poderão ser reduzidos pelos requisitos do sistema. F - SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas abaixo. Devem permitir manobras de fechamento e abertura de seccionadoras e seccionadoras de aterramento, considerando eventuais tensões induzidas ressonantes de linhas de transmissão em paralelo, operando na condição normal com carregamento máximo ou sob defeito monofásico. As Lâminas de Terra e Chaves de Aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 1129. G - PÁRA-RAIOS Os pára-raios deverão ser do tipo estação, a óxido metálico, sem centelhador. Devem ser instalados pára-raios, obrigatoriamente, no mínimo nas entradas de linhas de transmissão. 82 H - TRANSFORMADORES DE POTENCIAL As características dos transformadores de potencial, como: número de secundários, relações de tensão, carga, exatidão, etc., devem satisfazer às necessidades dos sistemas de proteção e de medição definidos nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações. I - TRANSFORMADORES DE CORRENTE As características dos transformadores de corrente, como: número de secundários, relações de corrente, carga, exatidão, etc., devem satisfazer às necessidades dos sistemas de proteção definidos nos Requisitos Mínimos dos Sistemas de Proteção, Supervisão / Controle e de Telecomunicações. Os transformadores de corrente de tensão igual ou superior a 345 kV deverão ter características transitórias para não saturarem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos. S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E 3.6.3 - Linhas de Transmissão A - REQUISITOS ELÉTRICOS Capacidade de corrente das fases e dos cabos pára-raios e distâncias de segurança: Devem ser atendidas as diretrizes da NBR-5422, ou sua sucedânea. A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente da corrente operativa por fase estabelecida conforme acima e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas: (a) Temperatura máxima média da região; (b) Radiação solar máxima da região; (c) Brisa não superior a 1 m/s. Em condições climáticas mais favoráveis do que as estabelecidas, a linha de transmissão pode operar com carregamento superior à corrente estabelecida, desde que as distâncias de segurança e as demais condições de projeto sejam respeitadas. A capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deve ser superior à corrente correspondente àquela que, nas condições climáticas estabelecidas acima, leva os cabos condutores à temperatura de 90 oC. Nas condições climáticas estabelecidas acima, quer os cabos pára-raios sejam ou não conectados à malha de aterramento das subestações terminais ou à resistência de pé de torre de cada estrutura, os mesmos devem ser capazes de suportar sem dano, durante o período de concessão da linha de transmissão, à circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura da linha de transmissão por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. Em circunstâncias especiais, caso requisitos sistêmicos assim o determinem, poderá ser considerada a presença de outras linhas de transmissão conectadas à mesma malha de aterramento. MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO 83 Perdas Joule nos cabos: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO As perdas Joule nos cabos condutores devem ser mantidas dentro de limites aceitáveis por meio da utilização de cabos condutores com resistência elétrica de seqüência positiva suficientemente reduzida. Este valor é específico de cada linha e é definido (à freqüência nominal de 60 Hz e a uma temperatura de referência) a partir de análise econômica feita com base em estudos elétricos de longo prazo que levam em conta o efeito da resistência de todas as instalações da Rede Básica. A perda joule total de referencia nos cabos pára-raios não deverá ser superior à correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”, aterrados em todas as estruturas e na malha de terra das subestações. Quando o nível de curto circuito exigir cabos pára-raios com capacidade de corrente maior que a do cabo 3/8” EAR nas proximidades das subestações até o ponto em que o cabo 3/8” EAR suporte a corrente de curto de retorno. Neste caso a perda joule total de referência deverá ser computada considerando o condutor especificado nas proximidades das subestações e o cabo 3/8” EAR no restante da linha. Coordenação de isolamento: Isolamento à tensão máxima operativa - O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deve considerar as características de contaminação da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815. A distância específica de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 desta norma, limitada a um mínimo de 14 mm/kV fase-fase eficazes. O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deve manter-se íntegro estando a cadeia de isoladores em balanço sob ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30 anos. Deve ser mantida a distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e objetos situados no limite da faixa de servidão, nas condições especificadas na NBR-5422, para velocidade do vento e ângulo de balanço de cabos e cadeias. Isolamento a manobras - O risco de falha em manobras de energização e religamento da linha de transmissão deve estar limitado aos valores constantes da Tabela 1. 84 TABELA 1 – RISCO MÁXIMO DE FALHA A MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO Manobra Entre fase e terra Energização Religamento S U P E R I N T Ê N D ENCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ELETRICIDADE - S F E Risco de falha (adimensional) Entre fases 10-4 10-3 10-3 10 -2 Desempenho a descargas atmosféricas: MANUAL DE FISCALIZ AÇÃO DA TRANSMISSÃO Deve ser nula a quantidade de desligamentos por descargas diretas nos cabos condutores para o perfil de terreno predominante da região. Para níveis de tensão iguais ou superiores a 345 KV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou no máximo igual a um desligamento por cem quilômetros por ano. Para linhas de transmissão 230 KV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou no máximo igual a dois desligamentos por cem quilômetros por ano. Emissão eletromagnética: Corona visual - linha de transmissão, incluindo cabos, ferragens das cadeias de isoladores e os acessórios dos cabos, não deve apresentar corona visual 90% do tempo, para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão. - Rádio-interferência - A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, para a tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deverá ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea. - Ruído audível - O ruído audível no limite da faixa de servidão sob tensão máxima operativa deverá ser no máximo igual a 58 dBA , em qualquer uma das seguintes condições não simultâneas: (a) durante chuva fina (