Sistemas de Distribuicao_02-3

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PLANEJAMENTO DA 
MANUTENÇÃO
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Sistemas de Distribuição
2 PLANEJAMENTO DA MANUTENÇÃO
A operação de um sistema de distribuição visa a manter os consumidores abastecidos 
de energia segundo padrões adequados de continuidade, qualidade e economicidade.
Para isto, a concessionária deve ter uma estrutura que lhe permita operar o 
sistema de distribuição, enfrentando as operações rotineiras, quer sejam de manobra, 
quer sejam de manutenção. Paralelamente a isto, as falhas devem ser detectadas e 
corrigidas no menor tempo possível, para que os índices de desempenho do sistema 
possam ser mantidos.
2.1 CENTRO DE OPERAÇÃO
É o setor destinado a supervisionar e coordenar as atividades operativas do 
sistema elétrico de distribuição, visando a proporcionar:
• Adequado atendimento aos consumidores;
• Controle e análise das interrupções ocorridas;
• Manutenção da configuração planejada do sistema elétrico;
• Melhores condições operativas, tornando consequentemente menores os 
riscos e mais seguras as manobras;
• Dinamização e controle da manutenção do sistema, orientando e prestando 
informações aos consumidores, no que se refere ao sistema elétrico.
A estrutura organizacional do centro de operação será tanto mais complexa quanto 
maior for o porte do sistema elétrico, a importância da localidade e o tipo de consumidores 
atendidos. O menor módulo do centro de operação é o escritório da localidade que, em 
função de suas limitadas atribuições operativas, impostas pelo próprio sistema elétrico, 
executará também atividades administrativas. Eventualmente, este escritório poderá 
resumir-se a um único elemento, o eletricista.
Para a finalidade operativa, o escritório contará basicamente com os seguintes 
recursos materiais:
• Mapoteca com os diagramas unifilares da rede de distribuição, devidamente atualizados;
• Arquivo de dados que deverá conter as interrupções programadas, as não-
programadas, a duração e a frequência de interrupção por componente, o número de 
consumidores e kVA interrompidos e demais informações que deverão ser fornecidas 
aos órgãos de controle da área.
Os recursos humanos serão dimensionados em função das ocorrências operativas 
associadas às tarefas de natureza administrativa. À medida que os indicadores de 
porte do sistema elétrico e a importância da localidade crescerem, também crescerão 
as atribuições dos escritórios e, consequentemente, a sua estrutura organizacional.
O centro de operação em seu maior módulo deverá ter a seguinte estrutura 
organizacional básica:
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• Supervisão da operação;
• Central de atendimento;
• Central de operação;
• Setores de apoio;
• Turmas de emergência.
2.1.1 SUPERVISÃO DE OPERAÇÃO
As funções deste órgão são:
• Supervisionar a operação do sistema elétrico;
• Preparar informes para que sejam prestados esclarecimentos aos consumidores 
e, quando for necessário, encaminhar ao setor de relações públicas da empresa as 
informações solicitadas a respeito dos detalhes das ocorrências, sua extensão, providências 
tomadas e o tempo necessário para a restauração;
• Manter contatos com as autoridades da localidade, para discutir e tomar providências 
pertinentes à interrupção;
• Emitir e encaminhar aos órgãos pertinentes avisos e informações sobre interrupções 
programadas e não-programadas;
• Analisar e aprovar todas as manobras programadas para execução de obras 
na rede de distribuição;
• Acompanhar o comportamento operativo do sistema, podendo recomendar 
alterações na rede, para dar maior flexibilidade operativa;
• Propor modificações no sistema, inclusive dar sugestões de remanejamento 
dos dispositivos de proteção e manobra, quando julgar necessário.
2.1.2 SERVIÇO DE ATENDIMENTO AO CONSUMIDOR (SAC)
É o setor responsável pelo recebimento das solicitações dos consumidores, no que 
se refere a problemas ocorridos na rede de distribuição. Nestas ocasiões deverá ser 
solicitado ao consumidor seu endereço correto e a informação do que foi observado de 
anormal no sistema ou em sua instalação, de forma a poder fazer um bom planejamento 
da ocorrência. Esses dados passarão por um processo de triagem com a finalidade de 
agrupar as solicitações relativas à mesma ocorrência, evitando a multiplicidade de 
deslocamento das turmas de emergência na área onde ocorrer o defeito.
A central de atendimento não deve limitar-se a receber as solicitações do 
consumidor; deve procurar orientá-lo e informá-lo a respeito da ocorrência e das 
condições do restabelecimento da energia elétrica.
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2.1.3 CENTRAL DE OPERAÇÃO
A central de operação é o setor responsável pela análise das informações 
recebidas, pela localização da área onde ocorreu o defeito, pela distribuição dos serviços 
às unidades móveis e pela avaliação dos danos e dos recursos materiais e humanos 
necessários à restauração, bem como do tempo provável para a execução dos serviços.
Quando necessário, poderão ser autorizadas manobras para isolar o trecho 
defeituoso, a fim de que sejam executados os serviços de reparos, e/ou atenuar os 
efeitos da interrupção causada nos consumidores localizados fora deste trecho.
A responsabilidade básica dos operadores é a autorização de manobras na rede 
de distribuição e sua consequente orientação.
2.1.4 SETOR DE APOIO
O centro de operação deverá contar com setores de apoio na retaguarda, para 
recebimento, coleta e análise de dados e ocorrências que fornecerão subsídios para 
o acompanhamento e o controle do desempenho do sistema elétrico e o gerenciamento 
da operação.
Os setores de apoio desejáveis são:
• Engenharia operacional;
• Planejamento operacional.
2.1.4.1 ENGENHARIA OPERACIONAL
As atribuições do setor de apoio de engenharia operacional são as seguintes:
a) Analisar o desempenho do sistema elétrico através dos índices de confiabilidade, 
com o objetivo de identificar os pontos fracos e definir os recursos a serem mobilizados 
na correção da deficiência;
b) Analisar as ocorrências por tipo de serviço, natureza, frequência, horário e 
recursos humanos (Homem-hora – HH) empregados nestes serviços. Depois de feita 
a análise do tipo e da extensão do defeito, de acordo com as solicitações dos consumidores, 
serão obtidos subsídios para a avaliação dos recursos materiais e humanos necessários 
ao atendimento das necessidades de manutenção dos componentes do sistema de 
distribuição de responsabilidade do centro de operação;
c) Acompanhar o desempenho dos equipamentos instalados na rede (religadores, 
seccionadores, reguladores de tensão e capacitores), propondo as necessárias 
providências;
d) Elaborar manuais de operação do sistema de distribuição, de acordo com as 
contingências estabelecidas para o sistema, em períodos de baixa e alta carga;
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e) Registrar, acompanhar e analisar o número de reparos, o tempo de preparação, 
o tempo de localização de falha, o tempo de correção da falha, o tempo médio de reparo 
ou restabelecimento do serviço e a taxa de falhas por km de rede.
Os parâmetros mencionados acima são definidos por:
a) Número de reparos (r) – o número de reparos é a frequência de saída do 
sistema (alimentador, ramal, transformador, etc) com duração superior a 3 minutos, 
correspondendo ao número de interrupções sustentadas;
b) Tempo de preparação (ta) – o tempo de preparação é a parcela de tempo de 
manutenção requerida para que, a partir do recebimento da solicitação, sejam obtidos 
e acionados os recursos, para que se iniciem os trabalhos de localização da falha. Este 
tempo indica a eficiência dos meios de comunicação e dos fluxos de informações 
burocráticas no centro de operação e, portanto, deverão ser constantemente analisados;
c) Tempo de localização da falha (tb) – o tempo de localização da falha é a parcela 
de tempo de manutenção requerida para o deslocamento até o ponto da falha e a 
execução de testes e/ou transferências de carga, com a finalidade de localizar precisamente 
a falha. Este tempo é composto do tempopara o deslocamento até o trecho defeituoso, 
do tempo para a localização do trecho e da falha propriamente dita.
A primeira parcela é basicamente dependente das condições de trânsito e acesso 
à área do problema. A segunda parcela é função da habilidade do centro de operação 
em localizar o trecho onde ocorre a falha e em executar as manobras para seu 
isolamento, ficando a carga das turmas a localização da falha.
O acompanhamento e a análise do tempo de localização da falha poderão indicar 
áreas geográficas onde seria aconselhável manter permanentes turmas de manutenção, 
de modo a reduzir o tempo de deslocamento, bem como as facilidades operativas do 
sistema para as manobras.
d) Tempo de correção de falha (tc) – o tempo de correção de falha é a parcela 
do tempo de manutenção necessária para corrigir a falha; esta poderá ser corrigida 
por: reparos no local; remoção do item que apresentar falhas; remoção e substituição 
por item semelhante; remoção, reparo e recolocação. Este tempo indica a eficiência 
dos recursos humanos, dos métodos de trabalho e dos equipamentos utilizados durante 
a execução dos serviços de reparo na rede de distribuição;
e) Tempo médio de reparo ou restabelecimento do serviço – o tempo médio de 
reparo ou restabelecimento do serviço é a relação entre o tempo acumulado de reparos 
observados e o número de reparos efetuados.
O tempo acumulado é o somatório dos tempos gastos para reparar cada 
componente do sistema individualmente, sob condições especificadas. O tempo médio 
de reparo é recíproco à taxa de reparos durante o período:
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(2.1)
onde:
T’ – tempo acumulado de reparo observado, ou seja, o tempo total da interrupção 
sustentada ocorrida no sistema;
r’ – número de reparos observados, ou seja, número de interrupções sustentadas.
Os tempos de preparação, localização e correção de falhas estão inclusos no 
tempo acumulado de reparo observado.
Este tempo médio de reparo ou restabelecimento do serviço depende 
fundamentalmente dos seguintes fatores:
 – Arranjo, extensão e recursos operativos (existência de dispositivos de proteção 
e seccionamento que permitam diminuir o trecho desligado);
 – Métodos e recursos gerais de transporte e localização de defeitos;
 – Tempo para a correção da falha, ou seja, a eficiência das turmas de manutenção 
durante a execução dos serviços na rede de distribuição.
Estes dois últimos itens dependem fundamentalmente da atuação do centro de 
operação em coordenar eficientemente as atividades de restauração de energia. Na 
figura 2.1 é apresentada a sequência de eventos determinantes daqueles tempos.
Figura 2.15: Sequência de eventos determinantes da duração de interrupções no suprimento de consumidores.
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Observação:
t0 – intervalo de tempo que a concessionária não tem controle sobre a ocorrência;
ta – tempo de preparação (t1 + t2);
tb – tempo de localização da falha (t3 + t5);
tc – tempo de correção da falha (t6);
T – tempo de interrupção
• Consumidor no trecho defeituoso = ta + tb + tc + t7 + t8;
• Consumidor fora do trecho defeituoso = ta + t3 + t4 + t8;
f) Taxa de falhas por 100 km de rede – a taxa de falha por 100 km de rede é o 
número de reparos observados pela projeção da rede em estudo
(2.2)
onde
λ - taxa de falha por 100 km de rede;
r’ – número de reparos observados ou frequência de interrupções sustentadas no 
sistema;
l – projeção da rede em estudo, em quilômetros.
Este índice, sendo função do comprimento da rede, define o grau de exposição.
2.1.4.2 PLANEJAMENTO OPERACIONAL
A seguir, as atribuições do setor de apoio de planejamento operacional:
 – Registrar, coletar e analisar as informações relativas à carga do sistema 
de distribuição, em nível de subestações, alimentadores, ramais e pontos notáveis na 
rede primária;
 – Analisar as interrupções momentâneas e sustentadas ocorridas no sistema. 
Essa análise cresce de importância, principalmente quando o sistema dispõe de 
consumidores com prioridade de atendimento;
 – Elaborar a programação, o controle e o acompanhamento dos tempos 
previstos para manobras programadas e o seu tempo de realização efetiva. A análise 
das distorções permitirá correções nos tempos de futuras manobras;
 – Atualizar sistematicamente os diagramas e quadros de operação;
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 – Realizar estudos que possam servir ao centro de operação como suporte 
operativo, indicando as situações críticas que possam ocorrer no sistema de distribuição 
e as providências cabíveis, bem como analisar o comportamento do sistema que sofreu 
modificações em sua configuração;
 – Elaborar estudos no sentido de aprimorar técnicas dos serviços de atendimento 
ao consumidor, pesquisando os recursos materiais e humanos necessários à obtenção 
dos objetivos propostos
2.1.4.3 TURMAS DE EMERGÊNCIA
A função das turmas de emergência é normalizar, em situações de emergência, 
o fornecimento de energia elétrica, executando o trabalho de forma rápida, eficiente 
e segura.
Para os casos de emergência, a padronização da rede poderá ser sacrificada em 
benefício da rapidez do restabelecimento do sistema. A normalização definitiva poderá 
ser realizada posteriormente por uma turma de manutenção, mediante programação.
2.2 CONTROLE E OPERAÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO
Quando ocorrerem várias interrupções, torna-se necessário o estabelecimento de 
critérios que permitam uma estratégia de atendimento, definindo as prioridades para o 
restabelecimento do sistema.
Quanto aos componentes do sistema afetado e à natureza das falhas, é 
recomendada a seguinte escala:
• Prioridade 1: casos de risco iminente de perda de vida humana;
• Prioridade 2: tronco alimentador primário ou linha de distribuição;
• Prioridade 3: ramal primário;
• Prioridade 4: falha em equipamento de transformação;
• Prioridade 5: falha na rede secundária;
• Prioridade 6: falha em ramal ou circuito de iluminação.
Em linhas gerais, não deve ocorrer discriminação entre consumidores; no entanto, 
considerando-se a modalidade dos equipamentos existentes, dimensionados para 
operarem convenientemente segundo condições preestabelecidas, os consumidores 
deverão ser classificados de acordo com a modalidade de seus equipamentos e de 
sua vulnerabilidade ao desligamento. Esta classificação, em nível tático, será de grande 
auxílio na tomada de decisão final, quando ocorrerem as eventuais interrupções 
programadas e não-programadas, fazendo com que a restauração do sistema se faça 
de forma seletiva.
Para o levantamento destes consumidores, deverão ser coletadas as 
seguintes informações:
• Nome da empresa, endereço e telefone;
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Sistemas de Distribuição
• Ramo de negócio e número de empregados;
• Carga instalada e consumo mensal;
• Período de funcionamento;
• Modalidade do equipamento ligado;
• Características do fornecimento;
• Geradores de emergência.
2.2.1 ESCALA DE PRIORIDADES NO ATENDIMENTO AOS 
CONSUMIDORES EM SITUAÇÃO DE EMERGÊNCIA
Tendo em vista as escalas de prioridade e considerando que, de modo geral, os 
processos de produção ou de atividades dos consumidores têm uma dependência 
maior ou menor da continuidade do fornecimento, é conveniente estabelecer uma 
escala de prioridades no atendimento aos consumidores, a fim de que os centros de 
operação possam se orientar quanto à sequência do restabelecimento da energia:
a) Consumidores com prioridade A: consumidores para os quais qualquer interrupção 
não programada, mesmo as momentâneas, ocasionam:
 – Paralisação de suas atividades principais, do processo de produção ou 
perda do produto, em qualquer caso, com prejuízos sociais para a comunidade ou 
prejuízos vultosos para o consumidor;
 – Risco para a segurança e para a vida humana;
 – Impossibilidade de voltar imediatamente às atividades normais, após o 
restabelecimento de energia.
São exemplos desses consumidores: fábricas de café solúvel, fábricas de leite 
em pó, indústrias de fios e cabos, centros de processamento de dados,emissoras de 
rádio e TV, hospitais, indústrias têxteis, fábricas de papel. Para estes consumidores as 
interrupções não programadas, mesmo as momentâneas, devem ser evitadas ao máximo.
b) Consumidores com prioridade B: consumidores para os quais as interrupções 
sustentadas não programadas, ocasionam:
 – Paralisação de suas atividades principais, do processo de produção ou 
perda do produto, em qualquer caso, com prejuízos financeiros vultosos para o consumidor;
 – Risco para a segurança e para a vida humana;
São exemplos desses consumidores: indústrias com alto-forno, estabelecimentos 
bancários, órgãos governamentais, estações de tratamento de água. Para estes 
consumidores, as interrupções sustentadas não-programadas devem ser evitadas 
ao máximo.
c) Consumidores com prioridade C: consumidores para os quais as interrupções 
sustentadas não programadas, ocasionam:
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 – Paralisação de suas atividades principais, do processo de produção ou 
perda do produto, em qualquer caso, com prejuízos financeiros para o consumidor; ou 
órgãos superiores da administração pública federal, estadual e municipal não enquadrados 
em A ou B
São exemplos desses consumidores: oficinas mecânicas, centros comerciais, 
hotéis, cinemas, padarias, edifícios com elevadores, etc. Para estes consumidores, as 
interrupções sustentadas não-programadas superiores a 10 minutos devem ser evitadas 
ao máximo.
d) Consumidores com prioridade D: consumidores não enquadrados em A, B ou C.
2.2.2 QUADRO DE OPERAÇÃO
É a representação unifilar, de forma esquemática e em escala apropriada, da 
rede de distribuição da área atendida pelo centro de operação. Para uma rápida 
visualização do sistema elétrico e de seus componentes, e para a análise da extensão 
do desligamento durante a programação de manobras, do quadro de operação, 
deverão constar:
• Diagrama unifilar da rede de distribuição primária;
• Identificação de todos os alimentadores e ramais;
• Identificação de todos os equipamentos de proteção e manobra e suas respectivas 
posições de funcionamento (NA ou NF);
• Escala de prioridades no atendimento aos consumidores;
• Identificação dos bancos capacitores e respectivas características de funcionamento 
(fixo ou manobrável).
Além destas informações, a central de operações deverá possuir arquivos de 
dados do sistema de distribuição com as características dos dispositivos de regulação 
de tensão, de proteção e de seccionamento instalados no sistema. 
2.3 PLANEJAMENTO E ANÁLISE DAS INTERRUPÇÕES
A sucessão de interrupções, programadas ou não, reflete-se negativamente no 
conceito que o público faz da concessionária, além de provocar prejuízos financeiros 
ou sociais irreparáveis. Dessa forma, caberá ao centro de operação: a responsabilidade 
de procurar reduzir ao mínimo as interrupções, e, consequentemente, atenuar suas 
consequências, mediante a utilização de um planejamento operativo racional e normas 
de procedimentos adequadas.
Ao planejar uma manobra ou uma interrupção, programada ou não, vários aspectos 
deverão ser abordados, dentre os quais se destacam:
• Recursos operativos disponíveis (interligações) no sistema, de forma a minimizar 
o trecho defeituoso, o que será desligado ou o local em que serão executados os 
serviços com linha-viva;
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• Duração, horário e conveniência do desligamento;
• Segurança das manobras;
• Importância, tipo e classificação dos consumidores que devem sofrer as interrupções;
• Necessidade de emissão de avisos aos consumidores;
• Conveniência da utilização de geradores de emergência da concessionária, 
que serão destinados aos consumidores com prioridade de atendimento;
• Consequências da interrupção.
2.3.1 INTERRUPÇÕES PROGRAMADAS NA REDE DE 
DISTRIBUIÇÃO
Analisados os itens anteriores e definido o desligamento, deverão ser tomadas 
as providências abaixo relacionadas.
2.3.1.1 REDE DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA (ABAIXO 
DE 600 V)
No planejamento operacional da interrupção, deverão ser identificados todos os 
consumidores industriais ou comerciais ligados no trecho a desligar, cujos nomes serão 
confrontados com o cadastro de consumidores e apurada a existência de consumidores 
com prioridade de atendimento no trecho. Para estes consumidores, deverá ser 
providenciada a emissão de avisos de interrupção, no qual se informará o dia, a hora 
e o tempo de interrupção. Os demais consumidores só deverão ser comunicados se a 
interrupção tiver uma duração significativa.
2.3.1.2 REDE DE DISTRIBUIÇÃO PRIMÁRIA (13,8 OU 34,5 KV)
Todas as interrupções programadas no sistema de distribuição, mesmo as 
momentâneas, deverão ser previamente comunicadas e aprovadas pelo centro de operação.
As interrupções sustentadas na rede primária deverão ser comunicadas aos 
consumidores, através de avisos de interrupção publicados no jornal de maior circulação 
na cidade, com uma antecedência de, no mínimo, 72 horas.
Os consumidores com prioridade de atendimento deverão ser avisados por telefone 
ou mediante a emissão do aviso de interrupção, mesmo que haja apenas uma 
interrupção momentânea para manobras.
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2.3.2 INTERRUPÇÃO NÃO PROGRAMADAS NA REDE DE 
DISTRIBUIÇÃO
2.3.2.1 REDE DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA (ABAIXO 
DE 600 V)
Conhecida a interrupção e identificada sua localização, a extensão dos danos e 
avaliado o tempo médio de reparo ou restabelecimento, a turma de emergência deverá 
iniciar o reparo, desde que existam as necessárias condições técnicas e de segurança. 
Caso isto não ocorra, o centro de operação deverá ser acionado e, então, providenciará 
o deslocamento das turmas de manutenção.
Os consumidores com prioridade de atendimento deverão ser avisados, os 
consumidores residenciais e outros só serão avisados se o tempo médio de reparo 
for elevado.
2.3.2.2 REDE DE DISTRIBUIÇÃO PRIMÁRIA (13,8 OU 24,5 KV)
Tão logo seja localizada a falha e avaliada a sua extensão, o centro de 
operação deverá:
a) Analisar as contingências operativas do sistema, de sorte que seja mínimo o 
número de consumidores atingidos;
b) Programar as manobras necessárias;
c) Acionar, paralelamente, os recursos necessários para serem deslocados para 
a área do problema;
d) Avisar apenas os consumidores com prioridade de atendimento, se o tempo 
médio de reparo não for significativo; se o tempo for significativo, deverá ser emitida 
uma comunicação para o serviço de relações públicas da concessionária; se a interrupção 
for de grande repercussão ou atingir áreas ou localidades, os níveis hierárquicos superiores 
da empresa deverão ser informados.
2.4 RECURSOS
2.4.1 DIMENSIONAMENTO DAS TURMAS DE EMERGÊNCIA
Na execução dos serviços pelas turmas de emergência, a finalidade é promover 
o pronto restabelecimento do serviço, bem como das condições de segurança humana 
e das instalações, reduzindo ao máximo as consequências de uma falha do material, 
do equipamento ou do sistema, de forma a atender prontamente ao consumidor.
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Sistemas de Distribuição
2.4.1.1 COMPOSIÇÃO
De acordo com o que ficou constatado junto às empresas distribuidoras de energia, 
cujas informações foram resumidas na tabela 2.1, para se ter uma ideia do tempo gasto 
em cada manutenção, ressalvando que somente uma pequena parcela dos serviços 
típicos é que não poderá ser realizada por dois elementos.
Serviço Equipe Tempo hora: min Veículo
Manobra em circuitos primários 
(abrir ou fechar chaves-faca)
1 eletricista
1 ajudante de 
eletricista
00:10 Caminhonete
Substituição de ramal de serviço 
de baixa tensão
1 eletricista
1 ajudante 00:30 Caminhonete
Descruzamento de ramal de 
serviço com reesticamento
1 eletricista
1 ajudante 00:30 Caminhonete
Jampeamento de medidor de 
baixa tensão
1 eletricista
1 ajudante 00:20 Caminhonete
Reaperto de emenda 1 eletricista1 ajudante 00:15 Caminhonete
Jampeamento de medidor de alta 
tensão
1 eletricista
1 ajudante 00:30 Caminhonete
Emenda de um condutor no 
circuito primário
2 eletricistas
1 ajudante01:00 Caminhonete
Retirar religador de serviço 1 eletricista1 ajudante 00:10 Caminhonete
Escorar poste 1 eletricista2 ajudantes 01:00 Caminhonete
Cortar galhos de árvore 1 eletricista1 ajudante 00:20 Caminhonete
Amarrar condutor no isolador 1 eletricista1 ajudante 00:15 Caminhonete
Substituir chave-faca ou 
chave-fusível
1 eletricista
1 ajudante 00:30 Caminhonete
Retirar objeto estranho da linha 
(papagaios, arames, etc)
1 eletricista
2 ajudantes 00:15 Caminhonete
Substituir isolador de pino de alta 
tensão
1 eletricista
1 ajudante 00:30 Caminhonete
Substituir fusível 1 eletricista1 ajudante 00:15 Caminhonete
Substituir conector 1 eletricista1 ajudante 00:15 Caminhonete
Substituir transformador 1 encarregado2 eletricistas 01:30
Caminhão 
com 
guindauto
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Fixar pino de aço 1 eletricista1 ajudante 00:15 Caminhonete
Refazer jumper de alta tensão 
(conexão)
1 eletricista
1 ajudante 00:30 Caminhonete
Tabela 2.5: Tempos para execução de serviços típicos.
Torna-se difícil definir a turma de emergência ideal, pois sua composição pode 
variar, dependendo das características regionais. Contudo, as turmas compostas de 
dois elementos, de modo geral, são as mais adequadas.
2.4.1.2 SUMÁRIO DE CARGOS
Encarregado: compete ao encarregado planejar, organizar e supervisionar a 
execução dos trabalhos de emergência. Ele é o responsável, perante a chefia imediata, 
pelos serviços, equipamentos, ferramentas e pela segurança da turma de emergência.
Eletricista: compete ao eletricista executar, com as ferramentas apropriadas, os 
serviços de emergência determinados pelo encarregado.
Ajudante de eletricista: compete ao ajudante de eletricista executar, preferencialmente, 
as tarefas secundárias, auxiliando sempre que necessário, o eletricista.
2.4.2 DETERMINAÇÃO DO NÚMERO DE TURMAS
Não existem, até o momento, critérios fixos para a determinação do número de 
turmas de manutenção nas empresas concessionárias de energia elétrica. A determinação 
desse número é feita atualmente de forma empírica, conforme a sensibilidade dos 
administradores e através de critérios subjetivos. No entanto, é possível estabelecer 
critérios que, sendo objetivos, podem balizar as decisões em uma faixa mais estreita.
O regime de funcionamento das turmas de emergência possui características 
que se adaptam ao método estatístico denominado teoria das filas. Por isso, foram 
desenvolvidos dois modelos baseados nessa teoria, utilizando a formulação direta e a 
simulação de dados.
O número de turmas estabelecido através dos critérios aqui definidos deve ser 
considerado como estimativa, sendo, portanto, apenas uma diretriz para a escolha.
O uso da simulação em problemas de fila é particularmente útil, quando o processo 
não alcança estabilidade (como um centro de atendimento que não funciona em tempo 
integral) ou quando os transientes são críticos. Neste caso, o método analítico é de 
difícil aplicação.
O segundo método é aplicável, quando as condições de chegada (atendimento) 
seguem a distribuição de Poisson e os tempos de atendimento seguem a distribuição 
exponencial negativa.
Ao que tudo indica, o centro de atendimento de distribuição atende a estas 
características, e o modelo analítico tem aplicação mais imediata, devido à maior 
facilidade para obtenção e manipulação dos dados.
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Sistemas de Distribuição
A teoria das filas aplica-se às situações em que há um acúmulo de solicitações 
de serviço e há clientes e serviços prestados, por exemplo: almoxarifados, correios, 
bancos, etc.
Em sua forma mais familiar, uma fila é gerada quando os clientes, ao chegarem 
a um posto de serviço, não podem ser atendidos prontamente, tendo que esperar. O 
grupo que espera é a fila.
2.4.2.1 APLICAÇÃO DA TEORIA DA FILA NA DETERMINAÇÃO 
DO NÚMERO DE TURMAS
1. Dados necessários
Os dados necessários para se aplicar a teoria são:
Número de atendimento por hora, solicitados ao plantão ou ao centro de operação 
da distribuição, por turno, e os relativos à emergência;
Tempo de atendimento, ou seja, o tempo de localização do trecho defeituoso mais 
o tempo de correção da falha para a restauração do fornecimento;
Tempo de preparação, ou seja, o tempo de espera para o consumidor, decorrido 
entre a solicitação ao plantão ou ao centro de operação e o início do deslocamento 
para atender a ocorrência.
A figura 2.2, a seguir, apresenta estas definições:
Figura 2.16: Dados necessários versus a ordem de acontecimentos das ocorrências.
2. Determinação do número de turmas
As fórmulas utilizadas para a determinação do número de turmas são as seguintes:
(1) Para S x C > D (2.3)
(2) Para S x C > D (2.4)
Para uma única turma, essas expressões se reduzem a
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Sistemas de Distribuição
(3) Para C > D (2.5)
(4) Para C > D (2.6)
onde:
TP – tempo de preparação (tempo médio de espera);
S – número de turmas;
D – número médio de atendimentos por hora, por turno, solicitados ao centro de operação;
C – capacidade de atendimento, por hora, ou seja, o número de atendimentos por hora 
que uma turma faz, em média;
P0 – probabilidade de que todas as turmas estejam sem serviço a executar ou que não 
haja ocorrência no sistema;
N – número inteiro, que varia entre 0 e S – 1.
O cálculo do número de turmas é feito utilizando as fórmulas acima (2.3 a 2.6) 
por tentativa, atribuindo-se valores de S para se obter o TP desejado, observando-se 
a condição de que S x C > D.
2.5 LINHAS VIVAS
Nas últimas décadas, as exigências regulatórias em termos de qualidade afetaram 
significativamente as operadoras, obrigando-as a buscar tecnologias e procedimentos 
para reduzir o DEC global.
Esta manutenção visa aprimorar a qualidade dos serviços através da redução do 
DEC em obras programadas, utilizando trabalhos em linha viva ou outras soluções 
alternativas que busquem, no mesmo procedimento, a redução dos fatores de riscos 
de choques elétricos sem onerar a operação.
Os trabalhos em linha viva são baseados no conceito básico: é preferível saber 
que se está trabalhando em rede energizada do que achar que se está trabalhando 
em rede desenergizada.
Respeitando a adequação entre segurança dos operadores, serviços aos clientes 
e desempenho, foram desenvolvidas várias ferramentas e procedimentos conforme as 
regras e padrões nacionais, oferecendo novas possibilidades de:
1. Trabalhos em linha viva: combinação de 3 métodos de trabalho em linha 
viva, à distância, ao contato, ao potencial com o objetivo de:
 – Instalação de chaves provisórias para obras em campo;
 – Substituição de isolador de ancoragem;
81
Sistemas de Distribuição
 – Manutenção de chave aérea;
 – Troca de condutor;
 – Implantação / troca de poste.
2. Trabalhos em linha desenergizada (riscos identificados em linha viva):
 – Uso de transformador móvel (diminuindo ou elevando a tensão);
 – Uso de um posto de transformação móvel.
2.5.1 MÉTODOS DE TRABALHO EM REDE ENERGIZADA
Os métodos de trabalho em rede energizada podem ser divididos em três 
categorias, a saber:
• A distância;
• Ao potencial;
• Ao contato.
2.5.1.1 MÉTODO DE TRABALHO À DISTÂNCIA
Os operadores estão posicionados em escadas isolantes ou no cesto aéreo de 
uma plataforma elevatória móvel com braço metálico. Os operadores ficam a uma 
distância permanente de mais de 60 cm dos condutores nus sob tensão: é o que se 
chama de 6 EP. As ferramentas de trabalho dos operadores são fixadas nas extremidades 
de bastões isolantes.
A figura 2.3 mostra o esquema aproximado do trabalho em linha viva à distância. 
A figura 2.4 mostra uma equipe de manutenção realizando a confecção de uma 
amarração e a figura 2.5 mostra uma outra equipe instalando um poste novo.
Figura 2.17: Método de trabalho em linha viva à distância.
82
Sistemas de Distribuição
Figura 2.18: Confecção de uma amarração.
Figura 2.19: Implantação de um poste novo.
2.5.1.2 MÉTODO DE TRABALHO AO POTENCIAL
Os operadores estão posicionados no cesto de uma plataforma elevatória móvel 
com braço isolante. O cesto está conectadoao potencial da fase na qual os operadores 
estão trabalhando. Os operadores respeitam os EP referentes às outras fases e ao 
aterramento. Os operadores trabalham segurando as ferramentas com as mãos, 
conforme é mostrado nas figuras 2.6 e 2.7.
83
Sistemas de Distribuição
Figura 2.20: Método de trabalho em linha viva ao potencial.
Figura 2.21: Exemplo de um trabalho em linha viva dentro do cesto.
2.5.1.3 MÉTODO DE TRABALHO AO CONTATO
Os operadores estão posicionados no cesto de uma plataforma elevatória móvel 
com braço isolante. Os operadores usam luvas longas isolantes FT MT 126 ou 126A. 
Os operadores respeitam os EP referentes às fases e ao aterramento. Os operadores 
trabalham segurando as ferramentas com as mãos conforme as figuras 2.8 e 2.9
84
Sistemas de Distribuição
Figura 2.22: Método de trabalho em linha viva ao contato.
Figura 2.23: Exemplo de um trabalho ao contato no potencial de fase.
85
Sistemas de Distribuição
Figura 2.24: Exemplo de um trabalho ao contato no potencial de terra.
2.5.2 SERVIÇOS EM LINHA VIVA
Alguns dos serviços que podem ser realizados com linha viva são:
a) Abertura ou fechamento de pontes de interligação: Manobras operacionais correntes 
que, com um número reduzido de clientes afetados por interrupções, permitem alterar esquemas 
ou desligar áreas em obras. Dependendo da importância e da natureza das cargas a serem 
cortadas, a equipe de linha viva/MT utilizará dispositivos de manobra em carga.
Figura 2.25: Abertura ou fechamento de pontos de interligação.
86
Sistemas de Distribuição
2.6 EXEMPLO
2.6.1 O BLECAUTE DE 10 DE NOVEMBRO DE 2009
Na noite de 10 de novembro de 2009, o escoamento de energia elétrica por três 
das quatro linhas de transmissão que conectam a usina hidrelétrica de Itaipu ao Sudeste 
do país foi interrompido devido a uma conjunção de falhas que culminou no corte de 
carga de 24 giga watts (GW), cerca de 40% da carga do Sistema Interligado Nacional.
O incidente foi deflagrado às 22:13 pela ocorrência de curtos-circuitos, quase 
simultâneos, na subestação de Itaberá e nos Circuitos 1 e 2 da linha de transmissão 
de 765 quilovolts (kV) que liga Ivaiporã a Itaberá (no Paraná), causando a interrupção 
de 5.564 MW. Logo em seguida, a atuação incorreta de uma proteção (reator shunt) 
na subestação de Ivaiporã provocou o desligamento de todos os três circuitos que 
ligam Ivaiporã a Itaberá, o que levou à interrupção de outros 2.950 MW.
A interrupção repentina do escoamento desses três circuitos desestabilizou a 
interligação Sul-Sudeste, ocasionando a interrupção do fluxo remanescente de 5.329 
MW provenientes de Itaipu pelo sistema de transmissão em corrente contínua.
Numa reação em cadeia, esses desligamentos provocaram outras perturbações, 
fazendo com que os cortes de carga se alastrassem pelas regiões Sul, Sudeste, 
Nordeste, Centro-Oeste e Norte (Acre e Rondônia).
Ao todo 18 estados foram afetados. O tempo médio de recomposição das cargas 
foi de 222 minutos (3 horas e 42 minutos), mas a recomposição completa só foi obtida 
às 06:08 da manhã seguinte – quase oito horas depois da ocorrência inicial que 
desencadeou o blecaute.
O incidente suscitou uma grande investigação para desvendar suas causas e 
para definir o que poderia ser feito para tornar o sistema menos vulnerável.
A investigação concluiu que os curtos-circuitos foram ocasionados por falha dos 
isoladores. Os isoladores são componentes aos quais os cabos elétricos são fixados. 
Sua função é de isolar eletricamente cada um dos corpos condutores (os cabos) dos 
demais corpos condutores, assim como dos outros equipamentos (as torres a partir 
das quais os cabos são suspensos).
A inspeção das instalações constatou marcas de descargas nos isoladores. 
Constatou-se, ainda, que muitos isoladores apresentavam trincas, fissuras ou a ação 
de poluentes que podem comprometer a sua qualidade dielétrica. Estas evidências 
indicam manutenção inadequada.
Além disso, pesquisas experimentais demonstraram que, em condições de chuva 
intensa (precipitação acima de 3 milímetros por minuto), os isoladores apresentam 
comportamento instável, susceptível a descargas. Isto indica que os isoladores 
empregados nas linhas não funcionam de forma adequada durante chuvas intensas.
A principal recomendação foi, portanto, a substituição de todos os isoladores nas 
linhas de transmissão por isoladores com deflatores de chuva (booster sheds, também 
conhecidos como chapéus chineses devido ao seu formato) para assegurar a sua 
qualidade dielétrica em condições de precipitação intensa.
87
Sistemas de Distribuição
ÍNDICES DE 
CONFIABILIDADE
90
Sistemas de Distribuição
3 ÍNDICES DE CONFIABILIDADE
Quando se pensa em regulação, a tendência natural é se concentrar no processo 
de definição de tarifas. Mas a regulação não se limita apenas à relação entre preço e 
quantidade porque há outra dimensão tão importante quanto a modicidade tarifária: a 
qualidade. Zelar pela qualidade do fornecimento de energia é uma tarefa complexa.
Em primeiro lugar, porque é preciso dar atenção para as múltiplas dimensões da 
qualidade do fornecimento: confiabilidade, conformidade e presteza do serviço. O serviço 
adequado envolve a combinação dessas três dimensões. Em segundo lugar, porque a 
qualidade depende da atuação conjunta de um grande número de agentes que inclui 
geradores, transmissores e distribuidores. Isso significa que a regulação precisa ser 
cuidadosamente concebida para proporcionar incentivos e punições adequadas para disciplinar 
a atuação de todos agentes. Em terceiro lugar, porque é preciso aferir o nível de qualidade 
almejado pelos consumidores, contrapondo o benefício de uma melhora na qualidade ao 
custo incorrido para obtê-la. Qualidade tem custo, que se traduz em preço/tarifa para o 
consumidor, e este compromisso nem sempre é claramente comunicado e compreendido.
A prestação do serviço de fornecimento de energia é um dos serviços mais 
desafiadores da sociedade moderna. Para que o consumidor disponha de energia no 
momento que aciona um interruptor ou conecta um aparelho elétrico na tomada é 
preciso que um vasto aparato – composto por centenas de centrais geradoras, linhas 
de transmissão, subestações, linhas e transformadores de distribuição – esteja apto a 
operar de forma coordenada.
Como não há formas economicamente viáveis de armazenar energia elétrica, é 
preciso sincronizar a produção de energia com o consumo em tempo real. Isso significa 
que a operação de sistemas elétricos precisa ajustar-se continuamente às oscilações 
no consumo de energia, a fim de evitar desequilíbrios que, em casos extremos, podem 
até levar todo o sistema ao colapso, com severas consequências para os consumidores 
de energia elétrica.
A energia elétrica permeia a nossa rotina diária, sendo utilizada para: iluminação, 
conservação de alimentos (refrigeração), produção de trabalho mecânico (eletrodomésticos, 
bombeamento de água, elevadores, transporte público), telecomunicações (televisão, 
telefonia, internet), computação, climatização, entre muitos outros fins. É difícil pensar 
como seria a vida moderna sem energia elétrica.
Embora o setor elétrico responda por apenas 2,2% do Produto Interno Bruto (PIB) 
do país, a falta de energia tem um impacto sobre o PIB que vai muito além desse 
percentual, porque a eletricidade é um insumo básico de consumo e de produção 
utilizado em todos os setores da economia.
Os prejuízos provocados pela falta de energia elétrica tipicamente superam o 
próprio custo da energia elétrica. Uma interrupção inesperada no fornecimento de 
energia elétrica pode ocasionar graves danos, por exemplo:
• Acidentes devido à perda da sinalização de trânsito;
• Males à saúde devido à perda de climatização (especialmente para os idosos);
91
Sistemas de Distribuição
• Incêndios ou explosões devido à perda de sensores e controles eletrônicos 
em aplicações industriais;
• Danos a equipamentos industriais;
• Perda de produção na indústria, perda de vendasno comércio, perda de negócios;
• Vandalismo, roubos e saques.
Mesmo falhas momentâneas, de alguns poucos minutos, podem provocar elevados 
prejuízos, sendo muito mais severas quando ocorrem de forma inesperada do que 
quando são previamente programadas e comunicadas.
A qualidade do fornecimento de energia elétrica é, portanto, uma preocupação 
central no planejamento e operação do setor elétrico. Para assegurar a qualidade do 
fornecimento de energia elétrica, há dois grandes desafios que precisam ser encarados:
• Como assegurar a confiabilidade de um sistema no qual a responsabilidade 
pelo fornecimento é compartilhada por tantas empresas diferentes;
• Como discernir o nível de qualidade almejado pelos consumidores que seja 
compatível com as receitas tarifárias requeridas para prover o serviço.
Assegurar a confiabilidade do sistema composto por tantas empresas diferentes 
é desafiador, pois há fortes interdependências entre as empresas que atuam no setor 
elétrico. Para que o fornecimento de energia elétrica funcione adequadamente, é 
necessário que todos os agentes desempenhem suas funções de forma adequada. A 
qualidade da prestação de serviço de todos os demais agentes do setor pode ser 
prejudicada se uma empresa falhar.
Quando o fornecimento de energia é provido por uma única empresa verticalmente 
integrada, há clara responsabilização pelas falhas. Além disso, os problemas identificados 
podem ser resolvidos por comando e controle da direção da empresa.
Já em um ambiente composto por múltiplos agentes, como no caso do setor elétrico 
brasileiro, é essencial que haja uma governança institucional e uma regulamentação 
robusta para delimitar claramente as responsabilidades de cada agente. Elas devem 
prever penalidades para os que não cumprirem suas responsabilidades e proporcionar 
uma estrutura de incentivos adequada para induzir cada agente a zelar pela qualidade 
do serviço que lhe cabe.
O segundo desafio envolve a definição do nível de qualidade desejado. Alguns 
atores procuram levianamente defender a tentadora e populista ideia do “quanto mais 
qualidade, melhor” até o momento em que o custo associado ao grau de qualidade 
exigido lhes é apresentado. Mais qualidade significa mais investimentos e maiores 
custos operacionais, o que também implica maiores tarifas. É preciso avaliar qual é a 
relação custo-benefício que melhor atende às necessidades do consumidor.
92
Sistemas de Distribuição
3.1 CONCEITUAÇÃO DE QUALIDADE NO FORNECIMENTO DE 
ENERGIA ELÉTRICA
Quando ocorre uma interrupção no fornecimento de energia, as atenções dos 
consumidores imediatamente se voltam à concessionária de distribuição de eletricidade 
local, mas a interrupção pode ter sido ocasionada por falha:
• Na rede da concessionária de distribuição; 
• Em alguma instalação da rede de transmissão que transporta a energia até 
a distribuidora; 
• Em alguma central de geração que supre energia para a rede de transmissão.
São centenas de empresas que precisam atuar de forma harmoniosa e síncrona 
para assegurar que o consumidor tenha energia no momento desejado.
As causas dessas interrupções no fornecimento de energia elétrica também 
podem ser muito variadas. No jargão do setor, o evento ou ação que leva o sistema 
interligado a operar fora de suas condições normais é denominado de “ocorrência”.
Uma ocorrência pode ter origem “interna” ou “externa”. As principais ocorrências 
de origem interna são:
• Escassez do recurso energético natural (caso de estiagem nos reservatórios 
das hidrelétricas) e período de calmaria (falta de ventos nas usinas eólicas);
• Sobrecarga;
• Falha de equipamento;
• Planejamento equivocado; 
• Erro operacional.
• As principais ocorrências de origem externa são:
• Tempestades (raios, ventanias, enchentes, quedas de árvores e barrancos);
• Queimadas;
• Acidentes (acidentes de trânsito envolvendo batidas em postes, objetos enroscados 
nos cabos elétricos); e
• Manipulação de instalações de distribuição por terceiros (furto de energia, 
furto de cabos e equipamentos, sabotagem).
Já uma perturbação é caracterizada quando a ocorrência leva ao desligamento 
forçado de um ou mais componentes do sistema interligado, resultando em:
a) Corte de carga;
b) Desligamento de outros componentes do sistema;
c) Danos em equipamentos; 
d) Violação de limites operativos.
93
Sistemas de Distribuição
Resumidamente estes conceitos estão descriminados na figura 3.1.
Figura 3.1: Dimensões da qualidade do fornecimento de energia elétrica.
Uma vez que um sistema elétrico sempre estará sujeito a ocorrências, é importante 
que sejam concebidos e operados de forma a prover a confiabilidade desejada pela 
população. Isso requer que o sistema seja dimensionado adequadamente para atender 
à carga prevista e que tenha margem de manobra suficiente para lidar com grande 
parte dessas ocorrências de forma a evitar perturbações excessivas no fornecimento 
de energia aos consumidores.
Além do zelo pela continuidade do serviço, há também a questão da conformidade 
da corrente elétrica. Oscilações no fornecimento de energia elétrica podem prejudicar 
a operação de aparelhos elétricos ou mesmo danificá-los. A energia elétrica em corrente 
alternada apresenta uma série de propriedades físicas que devem respeitar certos 
padrões para que não haja problemas para o consumidor.
Finalmente, há a questão da qualidade do atendimento comercial do consumidor. 
A experiência do consumidor não se resume ao fornecimento físico de energia elétrica. 
A qualidade do atendimento também é muito importante. Portanto, quando se fala em 
qualidade de fornecimento de energia elétrica, é preciso também levar em conta a 
presteza com a qual a empresa atende ao consumidor, o grau de satisfação do 
atendimento e o nível de cumprimento das obrigações da concessionária.
3.1.1 CONFIABILIDADE
Quando se fala em qualidade do fornecimento de energia elétrica, geralmente os 
consumidores se referem à confiabilidade do fornecimento. Os consumidores desejam 
poder consumir energia na hora e na quantidade que lhes convém. Por isso, a discussão 
sobre a qualidade do fornecimento de energia não pode ser feita sem a formalização 
do conceito de confiabilidade. Esta primeira dimensão da qualidade – a confiabilidade 
– é mais facilmente percebida pelo seu oposto: a sua falta. Tanto é assim que os índices 
mais utilizados para avaliar o grau de confiabilidade medem justamente a ocorrência 
94
Sistemas de Distribuição
e duração das interrupções no fornecimento. Esses índices de continuidade são 
apresentados nas próximas seções e são denominados por: FEC, DEC, FIC, DIC, 
DMIC e DICRI.
O conceito de confiabilidade, por sua vez, envolve dois conceitos:
• Adequabilidade; 
• Segurança.
O primeiro conceito remete à questão do dimensionamento do sistema para 
atendimento à demanda, enquanto o segundo se refere à robustez do sistema para 
lidar com contingências.
3.1.2 ADEQUABILIDADE
A adequabilidade se refere à capacidade do sistema para atender à demanda do 
consumidor. É preciso examinar a capacidade combinada de geração, transmissão e 
distribuição do sistema para entregar energia ao consumidor em cada instante, levando 
em conta o comportamento da carga ao longo de cada dia, semana, mês e ano.
Na maioria dos países, grande parte da energia elétrica é gerada por termelétricas 
a carvão, gás natural e nuclear. Nesses sistemas, a adequação da geração é 
relativamente fácil, porque depende essencialmente da capacidade instalada de cada 
usina de geração e de sua respectiva taxa de indisponibilidade, seja por motivo de 
manutenção preventiva, seja por interrupção forçada ocasionada por falha do 
equipamento.
No entanto, quando o sistema é baseado numa matriz elétrica com predominância 
de usinas de fontes renováveis, a adequação da oferta não é tão simples porque o 
montante de energia disponibilizado por essas usinas não depende somente da 
capacidade instalada da usina, mas também da disponibilidade dos recursos energéticosnaturais que a impulsionam: disponibilidade de água, no caso de hidrelétricas; de 
ventos, no caso de eólicas; do bagaço de cana ou serragem, por exemplo, no caso de 
usinas termelétricas a biomassa; e radiação solar, no caso de geradores fotovoltaicos 
ou termo solares.
A oferta de energia proveniente de fontes renováveis é estocástica, isto é, 
apresenta um componente aleatório, o que significa que a produção dessas usinas não 
é inteiramente previsível.
Esse é um dos fatores que complicam a avaliação da adequação de oferta de 
eletricidade no Brasil. Como a maior parte da geração no Brasil advém de hidrelétricas, 
a oferta potencial de energia do parque gerador varia muito de ano a ano em função 
das condições climáticas. Dessa forma, é preciso avaliar qual a quantidade de energia 
esperada dessas usinas na maior parte do tempo. No Brasil, essa expectativa é 
denominada de Garantia Física da usina. Com base nas estatísticas da hidrologia, 
coletadas ao longo de mais de oitenta anos, avalia-se o nível de geração que se pode 
produzir das hidrelétricas com um certo nível de confiança desejado (ou arbitrado).
Assim como na adequação da geração, a adequação da transmissão também 
se torna mais complexa em sistemas com grande participação de fontes renováveis, 
pois os fluxos de energia na rede passam a variar não só em intensidade (devido à 
95
Sistemas de Distribuição
variação da carga), mas também devido à variação das fontes. Quando uma fonte 
renovável, um aerogerador, por exemplo, reduz sua produção devido à indisponibilidade 
de vento, é preciso acionar outra usina – tipicamente uma usina localizada em outra 
região – para atender à carga. Assim, a rede de transmissão precisa ser dimensionada 
para viabilizar o escoamento de energia, levando em conta as diversas combinações 
de geradores que podem vir a ser acionados em dado momento. 
Na distribuição, a adequação das redes também é um desafio constante, pois é 
preciso ajustar a configuração da rede de distribuição para acompanhar a evolução da 
carga na sua área de concessão. Isso significa reforçar a capacidade de fornecimento 
para áreas que sofrem adensamento do consumo. Por exemplo, no caso de um bairro 
em que as casas são gradualmente substituídas por prédios. Pode significar também 
a construção de novas linhas e subestações para expandir a rede, a fim de atender a 
novas áreas, como um novo loteamento ou parque industrial.
3.1.3 SEGURANÇA
A segurança do sistema elétrico refere-se à capacidade do sistema para lidar com 
ocorrências internas, tais como falhas de equipamentos, e ocorrências de origem externa 
(causadas, por exemplo, por tempestades e acidentes). Um sistema elétrico raramente 
tem à sua disposição todos os seus componentes para atender à carga num dado 
momento. Sempre há equipamentos fora de serviço, seja para manutenção preventiva, 
seja por falha do equipamento. Desse modo, para que essas indisponibilidades não 
prejudiquem demasiadamente o fornecimento de energia elétrica, sistemas elétricos 
precisam ser dimensionados com algum grau de redundância.
No elo da geração, isso se traduz na necessidade de margens de reserva, ou 
uma disponibilidade de geração adicional, caso haja algum problema com os geradores 
que inviabilize a operação de usinas programadas para entrar em funcionamento.
Já nas redes de transmissão e distribuição, geralmente adota-se o critério N-1, 
o que significa que a rede deve ser configurada para suportar a falha de qualquer um 
dos seus componentes sem interrupção do fornecimento. Em algumas regiões ou 
situações em que se deseja maior segurança, adota-se o critério N-2, o que significa 
que a rede deve ser configurada para suportar a falha de até dois componentes 
quaisquer sem comprometer a continuidade do serviço.
A segurança não é impactada unicamente pelo planejamento da expansão do 
sistema, mas também pelos procedimentos de operação. É muito importante que haja 
clara delimitação da hierarquia operacional dos centros de operação. Deve haver clara 
atribuição das responsabilidades de cada agente. Os operadores devem ser qualificados 
e treinados para lidar com uma ampla gama de contingências. Esquemas de alívio de 
carga devem ser previamente definidos para implantação rápida. Assim, uma eventual 
perturbação que leve a uma queda no suprimento de energia não provocará o colapso 
total do sistema.
Aspectos centrais da operação para manutenção da segurança do sistema são:
• A programação diária da operação, na qual se define quando e quais usinas 
serão acionadas ao longo do próximo dia; 
96
Sistemas de Distribuição
• Ações manuais e automáticas de gerenciamento de carga, como corte indireto 
(redução intencional do nível de tensão), corte direto da carga e remanejo de cargas 
entre instalações da rede básica de transmissão.
Toda a operação é coordenada pelo Operador Nacional do Sistema, situado no 
Rio de Janeiro e quatro outros Centros Regionais de Operação: do Centro-Oeste e 
Norte, localizado em Brasília; do Nordeste, no Recife; do Sudeste, no Rio de Janeiro; 
e do Sul, em Florianópolis.
Tão importante quanto a prevenção de interrupções e de colapsos de tensão são 
os preparativos para promover a rápida recomposição do sistema após a ocorrência 
de um apagão. A recomposição após um colapso não é trivial. É preciso contar com 
usinas de auto restabelecimento para iniciar a recomposição, sincronizar os geradores 
e retomar a carga de forma gradual, a fim de evitar oscilações de potência e tensão 
que possam dar origem a novas perturbações.
Finalmente, destaca-se a importância da análise pós-operação para examinar as 
causas das perturbações ocorridas. Essa análise é fundamental para o aprimoramento 
da segurança do sistema, com o objetivo de prevenir a repetição do mesmo problema 
no futuro.
3.1.4 CONFORMIDADE
A segunda dimensão da qualidade refere-se à conformidade do fornecimento de 
energia alternada no nível de tensão e frequência padrão. No Brasil, a tensão final de 
fornecimento de energia elétrica é estabelecida em 110/127 ou 220 Volts (V), em 
corrente alternada, com frequência de 60 Hertz (Hz).
A conformidade de energia elétrica aborda os seguintes aspectos:
• Nível de tensão em regime permanente;
• Desequilíbrio de tensão;
• Variação de tensão de curta duração;
• Flutuação de tensão;
• Variação de frequência;
• Fator de potência; 
• Harmônicos.
A tensão é avaliada de várias formas. O nível de tensão em regime permanente 
refere-se à avaliação do nível de tensão a partir de um conjunto de leituras de dez 
minutos de duração cada. Os equipamentos elétricos são projetados para operar numa 
determinada tensão. Alguma variação na tensão é tolerável, mas acima de determinados 
limites os equipamentos deixam de funcionar adequadamente, sendo que variações 
maiores podem até danificar os equipamentos.
O desequilíbrio de tensão refere-se a alterações dos padrões trifásicos do 
sistema de distribuição. As redes trifásicas são compostas de três linhas (fases), 
cada qual com a corrente alternada defasada em 120 graus em relação à onda 
senoidal da linha anterior. Redes trifásicas são utilizadas porque elas minimizam os 
97
Sistemas de Distribuição
campos eletromagnéticos no transporte e permitem o uso de máquinas trifásicas 
mais eficientes pela utilização plena dos circuitos magnéticos, mas, para isso, é 
necessário que as três fases estejam balanceadas.
A variação de tensão de curta duração consiste em desvios no nível de tensão 
em curtos intervalos de tempo. Neste caso, curta duração representa fenômenos 
momentâneos, de até três segundos; e temporários, de até três minutos. Esses desvios 
podem tomar a forma de afundamento de tensão (redução no nível de tensão), elevação 
de tensão, ou mesmo de interrupção do fornecimento. Embora a variação de tensão 
seja transitória, ela também pode comprometer o funcionamento de aparelhos elétricos.
A flutuação de tensão consiste de uma série de variações de tensão, regulares 
ou irregulares, que ocasionamo fenômeno conhecido como cintilação (flicker). A 
flutuação de tensão geralmente decorre da operação de cargas variáveis. O seu 
principal efeito é a variação do fluxo luminoso de lâmpadas (principalmente de 
lâmpadas incandescentes).
Além da tensão, deve-se atentar também para a frequência da corrente alternada. 
As variações de frequência geralmente derivam da alteração da velocidade de rotação 
das turbinas e seus respectivos geradores em resposta a variações abruptas na carga. 
A frequência, de forma geral, é a dimensão da qualidade que gera menos preocupação 
em sistemas interligados, porque a própria inércia dos geradores interligados tende a 
autocorrigir os desvios de frequência. No limite, no entanto, variações de frequência 
também podem prejudicar o funcionamento de equipamentos, especialmente aqueles 
que utilizam a corrente para a contagem de tempo.
O fator de potência refere-se à relação de potências ativa e reativa na rede. 
Há equipamentos que provocam variações no fator de potência. Motores a indução, 
por exemplo, demandam energia reativa quando acionados. Essa energia reativa é 
aquela que circula de forma oscilante nas instalações, mas essa energia não é 
consumida nem produz trabalho útil. A demanda de potência reativa reduz o fator de 
potência da rede, o que requer mais potência aparente para atender à mesma carga. 
Alternativamente, essa distorção pode ser minimizada ou corrigida localmente por 
meio de investimentos em bancos de capacitores ou reatores.
Os harmônicos são distorções na forma do sinal de tensão ou da corrente 
alternada causadas por componentes senoidais, com frequências iguais a múltiplos 
inteiros da frequência do sistema. Esses distúrbios harmônicos são ocasionados por 
dispositivos com núcleo ferromagnético saturável e por dispositivos chaveados 
eletronicamente. Tais dispositivos se tornaram muito mais comuns nos últimos anos, 
agravando o problema e elevando a demanda por aprimoramento da qualidade do 
fornecimento de energia. A presença de harmônicos na rede cria uma série de 
problemas: sobreaquecimento, erros de medição, vibrações em máquinas, alterações 
no acionamento, redução do fator de potência. O problema pode ser mitigado com a 
instalação de filtros especiais.
3.1.5 ATENDIMENTO COMERCIAL
A terceira dimensão da qualidade do fornecimento de energia elétrica refere-se 
ao atendimento comercial do consumidor. A relação da empresa com o consumidor 
não se manifesta apenas por meio da entrega física de elétrons. O consumidor também 
98
Sistemas de Distribuição
deseja ter suas solicitações atendidas com presteza e cortesia. Isso inclui o tratamento 
recebido nas centrais de atendimento, nos call centers (centrais de atendimento 
telefônico) e no atendimento de serviços solicitados na unidade de consumo, tais como: 
vistoria, ligação, aferição de medidor, ressarcimento por danos elétrico, elaboração de 
estudos, orçamentos, projetos, etc.
Como descrito nas seções anteriores, as três dimensões da qualidade – 
confiabilidade, conformidade e atendimento comercial – têm naturezas muito diferentes 
e requerem ações distintas para que seja assegurada a satisfação do consumidor. No 
entanto, as três dimensões impõem o mesmo “duplo desafio” ao regulador:
• Zelar pela qualidade resultante da atuação de múltiplos agentes, tarefa essa 
que requer uma delimitação clara e objetiva das responsabilidades de cada agente, 
uma fiscalização abrangente da atuação de cada agente, e uma regulamentação com 
previsão de punições e recompensas que induza cada agente a zelar pela qualidade;
• Identificar o nível de qualidade desejado pelo cliente. O aprimoramento da 
qualidade é custoso e, portanto, é necessário equilibrar até qual ponto se deseja sacrificar 
a modicidade tarifária em troca de mais qualidade.
Agora será examinado alguns indicadores de qualidade do fornecimento de 
energia no Brasil.
3.2 INDICADORES DE CONFIABILIDADE DO FORNECIMENTO 
AO CONSUMIDOR FINAL
Tipicamente avalia-se a confiabilidade do fornecimento de energia com base em 
indicadores de continuidade. Há duas famílias básicas de indicadores de continuidade:
• As que mensuram a frequência de interrupções durante um determinado 
intervalo de tempo;
• As que mensuram a duração cumulativa das interrupções ocorridas durante 
um determinado intervalo de tempo.
A frequência de interrupções está associada principalmente às condições físicas 
dos ativos da distribuidora: a configuração da rede, o grau de redundância e o estado 
dos equipamentos (idade dos equipamentos e qualidade de sua manutenção). Assim, 
a frequência está mais associada aos dispêndios de capital (capex), isto é, aos 
investimentos realizados pela empresa ao longo dos anos.
Já a duração das interrupções está associada, principalmente, aos recursos 
humanos e materiais disponibilizados para realizar reparos visando à recomposição e 
ao reparo da rede, ou seja, está mais associada aos custos operacionais (opex) 
incorridos pela distribuidora.
Os indicadores de continuidade mais conhecidos no Brasil são o FEC e DEC.
O FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – indica 
o número de interrupções médio de um determinado conjunto de consumidores no 
período de apuração (soma do número de interrupções sofridas em cada unidade 
consumidora no período de apuração, dividida pelo número de unidades consumidoras). 
99
Sistemas de Distribuição
O DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – indica a 
média de horas que os consumidores de um determinado conjunto ficaram sem 
fornecimento de energia no período de apuração (soma do número de horas que cada 
unidade consumidora passou sem energia no período de apuração, dividida pelo número 
de unidades consumidoras).
Esses indicadores correspondem, respectivamente, aos indicadores SAIFI (System 
Average Interruption Frequency Index) e SAIDI (System Average Interruption Duration 
Index) utilizados na literatura internacional. Tais estatísticas consideram apenas 
interrupções com três minutos ou mais de duração.
Diferentemente dos indicadores SAIFI e SAIDI – que reportam indicadores para 
sistemas inteiros –, os indicadores FEC e DEC são construídos a partir de subgrupos 
de consumidores de cada distribuidora, denominados conjuntos elétricos.
A abrangência do conjunto elétrico varia muito: há conjuntos que incluem vários 
municípios e há conjuntos que abrangem apenas partes de um município. Os conjuntos 
são definidos por meio de um processo de análise estatística denominada clustering, 
pelo qual as unidades consumidoras de energia são agrupadas em áreas contíguas 
com base na semelhança dos seus atributos físico-elétricos:
Os conjuntos serão caracterizados pelos seguintes atributos:
a) Área em quilômetros quadrados (km2);
b) Extensão da rede de média tensão (MT), segregada em urbana e rural, em 
quilômetros (km);
c) Energia consumida nos últimos 12 meses, segregada pelas classes residencial, 
industrial, comercial, rural e outras classes, em megawatt-hora (MWh);
d) Número de unidades consumidoras atendidas, segregadas pelas classes 
residencial, industrial, comercial, rural e outras classes;
e) Potência instalada em quilovolt-ampère (kVA);
f) Padrão construtivo da rede (aérea ou subterrânea);
g) Localização (sistema isolado ou interligado).
O exame da trajetória histórica desses indicadores no país (Figura 3.2) revela 
que houve uma melhora substancial na qualidade do fornecimento de energia na última 
década e meia. Entre 1996 e 2013, o FEC médio do país foi reduzido em 52% e o DEC 
foi reduzido em 30%. Esses dados foram coletados da ANEEL.
100
Sistemas de Distribuição
Figura 3.2: Trajetória dos indicadores de continuidade.
O FEC apresenta queda ao longo de praticamente todo o período.
O DEC apresentou queda substancial entre 1996 e 2001, um repique em 2002, 
um quadro de estabilidade entre 2003 e 2008, elevou-se em 2009 e manteve-se estável 
desde então. Boa parte dessa elevação decorre de falhas na Rede Básicade 
Transmissão que resultaram em grandes interrupções no suprimento de energia das 
redes das distribuidoras nos últimos anos.
Segundo dados coletados pela Aneel, o tempo médio de atendimento das 
ocorrências emergenciais nos anos de 2011 a 2013 foi de aproximadamente 5,9 horas. 
Em muitos casos (43%), as ocorrências são sanadas sem que os consumidores sofram 
interrupção no fornecimento.
A fim de obter um melhor diagnóstico sobre a gestão da qualidade por parte das 
distribuidoras, a Aneel exige que as concessionárias reportem os tempos médios de 
atendimento de forma segmentada, em três categorias:
• Preparação;
• Deslocamento;
• Execução.
O tempo de preparação é o tempo compreendido entre o instante em que se 
tomou conhecimento da existência de uma ocorrência e o instante em que a equipe 
de emergência é despachada. Trata-se do tempo requerido para reunir a equipe, os 
materiais, ferramentas e equipamentos requeridos para realizar o atendimento.
O tempo de deslocamento é o tempo compreendido entre o instante que a equipe 
de atendimento de emergência é despachada até o instante de sua chegada ao local 
da ocorrência. O tempo de deslocamento depende da distribuição geográfica das 
equipes e das condições de transporte na região (condições das estradas e do trânsito).
O tempo de execução é o tempo compreendido entre o instante em que a equipe 
chega ao local da ocorrência até o restabelecimento do fornecimento. O tempo de 
execução depende da natureza da ocorrência, da qualidade das informações recebidas 
101
Sistemas de Distribuição
previamente sobre o defeito que gerou a ocorrência, e dos procedimentos utilizados 
para solucionar o problema.
Segundo os dados coletados entre 2011 e 2013, a preparação é a etapa responsável 
pela maior parte do tempo de atendimento das concessionárias de distribuição no Brasil: 
quase três quartos (73%) do tempo médio requerido para restabelecer o fornecimento 
após a constatação de uma interrupção é consumido na preparação. A execução responde 
por 15% do tempo e o deslocamento responde por um pouco mais de 12% do tempo. 
Portanto, a mobilização de equipes para atendimento das ocorrências detectadas parece 
ser a atividade que apresenta maior espaço para melhorias.
Outra fonte de informações para avaliar a qualidade de fornecimento é o Boletim 
de Monitoramento do Sistema Elétrico, publicado mensalmente pelo Ministério de Minas 
e Energia. O boletim apresenta o número de ocorrências registradas e a demanda 
interrompida, tanto no Sistema Interligado Nacional como nos Sistemas Isolados.
Os indicadores desse boletim (Figura 3.3) também apontam para uma tendência 
de sensível melhora dos indicadores tanto no que se refere à carga interrompida (eixo 
da esquerda) quanto ao número de ocorrências (eixo da direita).
Figura 3.3: Número de ocorrências e demanda interrompida no Sistema Interligado e nos Sistemas Isolados.
Nota-se que, embora haja uma correlação entre o número de ocorrências e a carga 
interrompida, há momentos em que a carga interrompida é grande apesar de o número 
de ocorrências manter-se estável, como se constatou em 2012 e 2013. Isso acontece 
quando falhas no suprimento de energia resultam em blecautes de grandes proporções.
3.2.1 INDICADORES DE CONFIABILIDADE NA REDE BÁSICA 
DE TRANSMISSÃO
No que se refere à frequência de interrupções, a maior parte das ocorrências 
surge nas redes de distribuição. Isso é esperado devido à capilaridade das redes de 
distribuição e à alta exposição de tais redes ao surgimento de ocorrências. Afinal, são 
cerca de 2 milhões de quilômetros de linhas de distribuição no Brasil, número que 
contrasta com os 107 mil quilômetros de linhas de transmissão. As ocorrências na Rede 
102
Sistemas de Distribuição
Básica de Transmissão podem ser muito mais dramáticas, pois quando resultam em 
interrupção (seja por falha de geradores ou da própria rede de transmissão) tendem a 
provocar blecautes de grandes proporções.
Há muitas formas de mensurar a gravidade de um blecaute: a magnitude da 
demanda interrompida, a sua duração, o seu impacto econômico, o número de 
consumidores afetados. Seja qual for o critério utilizado, o Brasil se destaca entre os 
países que tem sofrido alguns dos maiores blecautes. A Figura 3.4 apresenta alguns 
dos maiores blecautes registrados no mundo em termos de pessoas afetadas. O Brasil 
responde por dois dos oito maiores blecautes, segundo o Clean Technica, Union of 
Concerned Scientists, Ovoenergy, Associated Press.
Figura 3.4: Maiores blecautes no mundo por população afetada.
O sistema elétrico brasileiro é mais suscetível a blecautes de larga escala devido 
ao fato de o suprimento depender de energia proveniente de grandes usinas hidrelétricas 
muito distantes dos centros de carga. Essa configuração exige que grandes quantias 
de energia sejam deslocadas por longos trechos de transmissão. Por sua vez, as 
extensas linhas de transmissão implicam maior exposição às intempéries. Já os grandes 
volumes de energia implicam maior dificuldade para solucionar as falhas.
Apesar da suscetibilidade conjuntural do sistema elétrico brasileiro, de forma 
sistêmica, a qualidade do suprimento na Rede Básica de Transmissão é boa e vem 
sendo aprimorada ao longo do tempo.
Os indicadores de continuidade utilizados para avaliar a qualidade no suprimento 
de energia no elo de transmissão são a Frequência de Interrupção do Ponto de Controle 
(FIPC) e a Duração da Interrupção do Ponto de Controle (DIPC). Esses indicadores 
são análogos ao FEC e DEC, sendo que a diferença é que são medidos nos pontos 
de controle, isto é, na fronteira entre as instalações que compõem a Rede Básica de 
Transmissão e os ativos de conexão dos geradores, distribuidoras e Consumidores 
Livres, conforme figura 3.5 segundo a ONS.
103
Sistemas de Distribuição
Figura 3.5: Frequência e duração de interrupções na Rede Básica de Transmissão.
Embora esses dois indicadores apresentem maior volatilidade, a tendência de 
longo prazo indica melhora na confiabilidade do suprimento. As taxas de interrupção 
relativamente elevadas nos últimos dois anos, no entanto, merecem atenção.
Outro indicador de confiabilidade, utilizado para avaliar redes de transmissão, é 
o indicador de robustez, que mostra a relação percentual entre o número de perturbações 
sem corte de carga e o número total de perturbações no período de observação. O 
indicador de robustez apresentou uma média de 86,9% entre 2005 e 2013. Excluindo 
as interrupções pequenas (com corte de carga inferior a 100 MW), a média de 2005-2013 
sobe para 96,7%. Ambos os indicadores de robustez apresentam tendência de melhora 
ao longo do tempo, como se pode constatar pelas linhas de tendência apresentadas 
na Figura 3.6 segundo a ONS.
Figura 3.6: Figura 3.6: Percentual de perturbações sem corte de carga.
104
Sistemas de Distribuição
Pode-se ainda avaliar a confiabilidade pela magnitude da energia não suprida, 
isto é, a quantidade de energia demandada pelo consumidor que deixou de ser fornecida 
devido a interrupções, conforme a figura 3.7, de acordo com a ONS.
Figura 3.7: Energia Não Suprida.
A energia não suprida nos últimos oito anos tem sido inferior a 0,01% do total 
demandado em todos os anos, com exceção de 2009, quando houve um grande blecaute 
(vide exemplo mencionado no capítulo 2), e 2012, ano que também sofreu vários 
blecautes. Outro modo de olhar o mesmo indicador é pelo seu inverso: a taxa que 
representa a relação entre a energia demandada e a energia suprida, que na média 
foi de 99,9%.
3.3 INDICADORES DE CONFORMIDADE
O fator usualmente monitorado para avaliar a conformidade é o nível de tensão. 
A partir de campanhas de leitura de tensão, é avaliada a incidência de desvios de 
diferentes magnitudes do nível de tensão contratado. Isso é feito classificando as 
tensões apuradas na campanha de leitura em três categorias:
• Adequada;
• Precária; 
• Crítica.
Cada categoria representa um grau de discrepância crescente, para cima ou para 
baixo,da tensão contratada. Por exemplo, para um consumidor com tensão nominal 
de 110 Vvolts (V), considera-se tensão adequada a que estiver entre 101V e 116V; 
precária se for maior ou igual a 96V e menor que 101V, ou se for maior que 116 e menor 
ou igual a 117; e crítica se estiver abaixo de 96V ou acima de 117V.
Com base nessa informação pode-se, então, construir dois índices:
105
Sistemas de Distribuição
• O índice de duração relativa da transgressão para tensão precária – DRP, que 
representa o percentual das leituras em que o nível de tensão estava na faixa de tensão 
classificada como precária; 
• O índice de duração relativa da transgressão para tensão crítica – DRC, que 
indica o percentual de leituras na faixa de tensão crítica.
A Figura 3.8 apresenta os índices DRP e DRC médios de 62 concessionárias de 
distribuição nos últimos quatro anos. Percebe-se que a incidência de tensão precária 
permanece relativamente estável, mas a incidência de tensão crítica vem sendo reduzida 
de forma constante. As informações foram obtidas no site da ANEEL.
Figura 3.8: Incidência de nível de tensão precária e crítica.
3.4 INDICADORES DE PRESTEZA
A Aneel preocupa-se não somente com a qualidade técnica do fornecimento de 
energia, mas também com o atendimento comercial ao consumidor.
As empresas recebem, anualmente, milhões de reclamações relativas às questões 
comerciais. Cerca de 95% das reclamações são resolvidas no âmbito da empresa de 
distribuição; outros 3% são resolvidos mediante apelo à ouvidoria da distribuidora; e, 
pouco mais de 1% são resolvidos no âmbito da agência reguladora (seja a Aneel ou 
alguma agência regional conveniada).
Com o objetivo de monitorar a qualidade do atendimento comercial, a Aneel definiu 
dois indicadores análogos ao FEC e DEC:
• A Frequência Equivalente de Reclamação – FER, que mede a quantidade de 
reclamações procedentes a cada mil unidades consumidoras da distribuidora; 
• A Duração Equivalente de Reclamação – DER, que mede o prazo médio de 
solução das reclamações procedentes solucionadas pela distribuidora (medido em dias).
106
Sistemas de Distribuição
A frequência de reclamações tem diminuído nos últimos anos. Em 2010 foram 
recebidas mais de 3,3 milhões de reclamações comerciais, em 2011 foram 3,0 milhões, 
e em 2012 foram 2,7 milhões, sendo que 43% dessas reclamações eram improcedentes.
Apesar de ser um dos serviços públicos mais universalizados, a energia elétrica 
é um dos serviços públicos básicos que menos recebe reclamações, segundo os 
registros do Sistema Nacional de Defesa do Consumidor. A energia elétrica foi a oitava 
colocada na lista dos setores/produtos que mais receberam representações nos órgãos 
de defesa do consumidor em 2011, e nona colocada em 2012. Os dados foram obtidos 
do Sistema Nacional de Defesa do Consumidor.
Figura 3.9: Número de reclamações recebidas pelos órgãos de defesa do consumidor.
Em suma, a revisão dos diversos indicadores de qualidade ao longo das três 
dimensões (confiabilidade, conformidade e atendimento comercial) indica que houve 
melhoras substanciais na qualidade do fornecimento de energia elétrica no Brasil nas 
últimas décadas.
Deve ser feita uma ressalva quanto à qualidade de suprimento de energia na 
Rede Básica de Transmissão, que apresentou indicadores menos favoráveis nos últimos 
quatro anos devido a algumas ocorrências de grandes proporções. Ainda não está 
claro se as variações nos indicadores, nos últimos anos, foram meros desvios 
passageiros ou se apontam para uma alteração da tendência de melhoria da qualidade 
constatada no passado. A expansão da Rede Básica e intensificação de fluxos inter-
regionais podem vir a representar crescente vulnerabilidade da Rede Básica, com 
consequências sobre o padrão de qualidade do suprimento.
Da perspectiva do consumidor, a visão global é positiva, conforme se pode 
constatar pelas pesquisas realizadas por diversas entidades. Por exemplo, a pesquisa 
de opinião realizada pela CNI/Ibope indica que o fornecimento de energia elétrica é 
considerado o serviço público de maior qualidade no Brasil.
107
Sistemas de Distribuição
Figura 3.10: Qualidade do Serviço Público.
De modo semelhante, pesquisas de opinião junto aos consumidores – como o 
Índice de Satisfação da Qualidade Percebida (ISQP), apurado pela Abradee; e o Índice 
Aneel de Satisfação do Consumidor (IASC) – indicam que os consumidores consideram 
a qualidade do serviço satisfatória. O IASC não apresenta uma tendência bem definida, 
mas trata-se de um indicador mais recente e com descontinuidades. O ISQP, um 
indicador que dispõe de uma série mais longa, aponta uma clara tendência de melhoria 
da percepção da qualidade ao longo dos anos.
Figura 3.11: Pesquisas de Satisfação do Cliente.
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Sistemas de Distribuição
3.5 CONTINUIDADE DE FORNECIMENTO
A continuidade de fornecimento é, em geral, avaliada pelas empresas de 
distribuição, a partir das ocorrências na rede de distribuição. Por exemplo, uma 
determinada falha em dado equipamento da rede pode causar a interrupção de vários 
consumidores. A contabilização da qualidade de serviço a estes consumidores ou 
relacionada a este sistema de distribuição é avaliada após um determinado período, 
em geral, mensalmente, trimestralmente ou anualmente. Tratar-se-á este tipo de 
avaliação do serviço como avaliação a posteriori.
Em algumas outras situações, é importante realizar uma estimativa da qualidade 
de serviço. Em geral, tal estimativa é feita com base em alguns parâmetros estatísticos, 
como valores históricos de taxas de falha dos equipamentos (número de vezes, em 
determinado período, que o equipamento deve falhar) e como tempos médios para 
atendimento de uma determinada ocorrência na rede, ou seja, avaliação a priori.
3.5.1 AVALIAÇÃO DA CONTINUIDADE DE FORNECIMENTO 
A POSTERIORI
Veja o exemplo da figura 3.12. Neste sistema, estão representados dois circuitos 
primários: o circuito em análise e o circuito que o socorre quando de contingências. 
Além disso, estão representados: os disjuntores, D, na saída da SE, chave de proteção, 
P, chaves fusíveis, F, na saída dos ramais, chave de seccionamento, NF, que opera na 
condição normal fechada, e chave de socorro entre os dois circuitos, NA, que opera 
na condição normal aberta. No caso de ocorrer, em um instante t0, um defeito no trecho 
01 – 04, poderia ter-se a seguinte sequência de eventos:
• O disjuntor do circuito em análise, D, atua desenergizando todo o circuito;
• A equipe de manutenção percorre o alimentador, identificando o ponto de 
defeito e, em seguida, abre a chave de proteção P isolando o trecho com defeito;
• Fecha no instante t1 a chave de socorro, NA, restabelecendo o suprimento 
aos consumidores a jusante da barra 04;
• Procede-se ao reparo do defeito e, ao tempo t2, término do reparo, abre a 
chave NA, fecha a chave de proteção, P, e liga o disjuntor, restabelecendo o suprimento 
de todo o alimentador.
Assim, nessa contingência tem-se:
No intervalo de tempo ∆t1 = t1 – t0, a interrupção do suprimento a 140 consumidores 
e a potência instalada não atendida foi de 5,4 MVA (consumidores de todo o circuito);
No intervalo de tempo ∆t2 = t2 – t1, a interrupção do suprimento a 30 
consumidores e a potência instalada não atendida foi de 2,0 MVA (consumidores e 
carga do trecho 01 - 04);
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Sistemas de Distribuição
Figura 3.12: Rede para análise de interrupção.
Para possíveis defeitos nos demais trechos do circuito, ter-se-ia condições 
análogas, isto é, a cada interrupção no fornecimento de energia por manutenção, 
seja ela corretiva ou preventiva, pode-se determinar o tempo em que a energia não 
foi distribuída, o número de consumidores atingidos pela interrupção e a demanda 
não atendida.
Assim, definindo as seguintes variáveis
Cai – número de consumidores atingidos na interrupção i;
Cs – número total de consumidores existentes na área em estudo;
ti – duração da interrupção de suprimento i, usualmente em minutos;
Pi – demanda não atendida na contingência