Apostila Global - Operação

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1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS: 
 A estruturação funcional de qualquer atividade demonstra a importância e 
intervenção da estratégia de operação; sobretudo nas técnicas e métodos de 
atuações antes, durante e após a obtenção de resultados. Dessa forma entende-se a 
abrangência do sistema de operação, tanto na transmissão quanto na distribuição 
de energia elétrica, haja vista a ações operacionais serem primordiais para 
cumprimento satisfatório do tripé: CONTINUIDADE, CONFIABILIDADE E 
QUALIDADE no fornecimento de energia elétrica. 
 
1.1 Proposição do tema: 
 - Conhecer a legislação e setores atuantes na normatização da operação; 
- Conhecer a classificação da estrutura da operação dos sistemas; 
 - Entender a abrangência e importância da pré-operação; 
- Entender a abrangência e importância da operação em tempo real; 
- Entender a abrangência e importância da pós-operação; 
- Compreender os métodos de classificação e apuração dos índices de 
indicadores operacionais; 
- Conhecer os princípios dos tratamentos de investigações objetivando 
identificar possíveis anormalidades (Controle de Qualidade); 
- Compreender a abrangência das atividades em modalidades de 
manutenções nos sistemas; 
- Conhecer os métodos de atuações em manutenções programadas. 
 
1.3 Cronologia do Setor Elétrico Brasileiro 
 - 1992: recriação do MME (1960-1990); 
 - 1995: Empresa de Pesquisa Energética – EPE; 
 - 1996: Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL; 
 - 1998: Operador Nacional do Sistema – ONS (atuação 2004); 
 
 
 
 
 
 
 
1.4 Sistema Interligado Nacional – SIN 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SIN é definido como o conjunto de linhas de Transmissão – LTs, interligando todas 
as regiões do Brasil. O sistema que possibilita essa interligação é abastecido em 
tensão de 500kV. Outras tensões são aplicadas, contudo com abrangência 
regionais, como por exemplo: 
 - 138kV: Interligação de São Paulo (Ilha Solteira) e Mato Grosso do Sul 
(Campo Grande); 
 - 230kV: Presente em todas as regiões (internas e entre estados); 
 - 345kV: Estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo e Minas 
Gerais; 
 - 440kV: Estado de São Paulo (Capital e interior); 
 - 600kV ±: Itaipu até São Paulo (Ibiúna); 
 - 750kV: Itaipu até São Paulo (Tijuco Preto); 
 - 800kV ±: Belo Monte (Pará) até São Paulo (Mascarenhas de Moraes). 
 
 Segundo a ANEEL [1]: “O SIN é constituído por quatro subsistemas: Sul, 
Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte.” 
 
 Atribuições da ONS – módulo 1.1 dos Procedimentos de rede. 
 
 
 Ainda em ANEEL [1] (pag. 12): 
 
Módulos funcionais dos Procedimentos de Rede: 
 
2 – Requisitos mínimos para instalações e gerenciamento de indicadores de 
desempenho da rede básica e de seus componentes; 
3 – Acesso aos sistemas de transmissão; 
4 – Ampliações e reforços; 
5 – Consolidação da previsão de carga; 
6 – Planejamento e programação da operação elétrica; 
7 – Planejamento da operação energética; 
8 – Programação diária da operação eletroenergética; 
9 – Recursos hídricos e meteorologia; 
10 – Manual de Procedimentos da Operação; 
11 – Proteção e controle; 
12 – Medição para faturamento; 
13 – Telecomunicações; 
14 – Administração dos serviços ancilares; 
15 – Administração de serviços e encargos de transmissão; 
16 – Acompanhamento de manutenção; 
21 – Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico e 
integração de instalações; 
22 – Análise de ocorrências e perturbações; 
25 – Apuração dos dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional 
e indicadores de desempenho; 
26 – Modalidade de operação de usinas. 
 
Módulo multifuncional dos Procedimentos de Rede 
24 – Processo de integração de instalações. 
 
 
Módulos complementares dos Procedimentos de Rede 
1 – O Operador Nacional do Sistema Elétrico e os Procedimentos de Rede; 
 
18 – Sistemas e modelos computacionais; 
19 – Identificação, tratamento e penalidades para as não-conformidades; 
20 – Glossário de termos técnicos; 
23 – Critérios para estudos. 
 
Submódulos componentes do Módulo 1: 
(i) Submódulo 1.1 O Operador Nacional do Sistema Elétrico e os Procedimentos de 
Rede: visão geral; 
(ii) Submódulo 1.2 Macrofunções finalísticas do Operador Nacional do Sistema Elétrico; 
(iii) Submódulo 1.3 Natureza das informações disponibilizadas pelas entidades e pelos 
agentes relacionados com a operação do Sistema Interligado Nacional. 
 
Submódulos componentes do Módulo 2: 
(i) Submódulo 2.1 Requisitos mínimos para instalações e gerenciamento de indicadores 
de desempenho da rede básica e de seus componentes: visão geral; 
(ii) Submódulo 2.2 Verificação da conformidade das instalações da rede básica aos 
requisitos mínimos; 
(iii) Submódulo 2.3 Requisitos mínimos para transformadores e para subestações e seus 
equipamentos; 
(iv) Submódulo 2.4 Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas; 
(v) Submódulo 2.5 Requisitos mínimos para elos de corrente contínua; 
(vi) Submódulo 2.6 Requisitos mínimos para os sistemas de proteção e de 
telecomunicações; 
(vii) Submódulo 2.7 Requisitos de telessupervisão para a operação; e 
(viii) Submódulo 2.8Gerenciamento dos indicadores de desempenho da rede básica e de 
seus componentes. 
 
Submódulos componentes do Módulo 3: 
(i) Submódulo 3.1 Acesso aos sistemas de transmissão: visão geral; 
(ii) Submódulo 3.2 Consulta de acesso; 
(iii) Submódulo 3.3 Solicitação de acesso; 
(iv) Submódulo 3.4 Informações para a solicitação de acesso; 
(v) Submódulo 3.5 Inspeções e ensaios nas instalações de conexão; e 
 
(vi) Submódulo 3.6 Requisitos técnicos mínimos para a conexão à rede básica. 
 
Submódulos componentes do Módulo 4: 
(i) Submódulo 4.1 Ampliações e reforços: visão geral; 
(ii) Submódulo 4.2 Propostas de ampliações e reforços; 
(iii) Submódulo 4.3 Metodologia para elaboração das propostas de ampliações e 
reforços; 
(iv) Submódulo 4.4 Dados requeridos para os estudos de ampliações e reforços; e 
(v) Submódulo 4.5 Acompanhamento das recomendações das propostas de ampliações e 
reforços. 
 
Submódulos componentes do Módulo 5: 
(i) Submódulo 5.1 Consolidação da previsão de carga: visão geral; 
(ii) Submódulo 5.2 Consolidação da previsão de carga para estudos de ampliações e 
reforços; 
(iii) Submódulo 5.3 Consolidação da previsão de carga para estudos do planejamento 
da operação elétrica; 
(iv) Submódulo 5.4 Consolidação da previsão de carga para a programação diária da 
operação eletroenergética e para a programação de intervenções em instalações da rede 
de operação; 
(v) Submódulo 5.5 Consolidação da previsão de carga para o planejamento anual da 
operação energética; e 
(vi) Submódulo 5.6 Consolidação da previsão de carga para a elaboração do Programa 
Mensal da Operação Energética. 
 
Submódulos componentes do Módulo 6: 
(i) Submódulo 6.1 Planejamento e programação da operação elétrica: visão geral; 
(ii) Submódulo 6.2 Planejamento da operação elétrica de médio prazo; 
(iii) Submódulo 6.3 Diretrizes para a operação elétrica com horizonte quadrimestral; 
(iv) Submódulo 6.4 Diretrizes para a operação elétrica com horizonte mensal; 
(v) Submódulo 6.5 Programação de intervenções em instalações da rede de operação; e 
 (vi) Submódulo 6.6 Diretrizes eletroenergéticas para a rede básica incompleta. 
 
 
Submódulos componentes do Módulo 7: 
(i) Submódulo 7.1 Planejamento da operação energética: visão geral; 
(ii) Submódulo 7.2 Planejamento anual da operação energética; 
(iii) Submódulo 7.3 Programação mensal da operação energética; 
(iv) Submódulo 7.4 Avaliação energética de médio prazo; 
(v) Submódulo 7.5 Elaboração das curvas de aversão ao risco; 
(vi) Submódulo 7.6 Avaliações do enchimento de reservatórios; e 
(vii) Submódulo 7.7 Metodologia de cálculo da energia e da potência asseguradas de 
usinas com programação e despachado centralizados. 
 
Submódulocomponente do Módulo 8: 
(i) Submódulo 8.1 Elaboração da programação diária da operação eletroenergética. 
 
Submódulos componentes do Módulo 9: 
(i) Submódulo 9.1 Recursos hídricos e meteorologia: visão geral; 
(ii) Submódulo 9.2 Acompanhamento, análise e tratamento dos dados hidroenergéticos 
do Sistema Interligado Nacional; 
(iii) Submódulo 9.3 Planejamento anual de prevenção de cheias; 
(iv) Submódulo 9.4 Estabelecimento das regras para operação de controle de cheias; 
(v) Submódulo 9.5 Previsão de vazões e geração de cenários de afluências; 
(vi) Submódulo 9.6 Acompanhamento e previsão meteorológica e climática; 
(vii) Submódulo 9.7 Atualização de dados técnicos dos aproveitamentos hidroelétricos; 
e 
(viii) Submódulo 9.8 Atualização de informações sobre restrições hidráulicas dos 
aproveitamentos hidroelétricos. 
 
Submódulos componentes do Módulo 10: 
(i) Submódulo 10.1 Manual de Procedimentos da Operação: conceituação geral; 
(ii) Submódulo 10.2 Hierarquia operacional; 
(iii) Submódulo 10.3 Relacionamento operacional; 
(iv) Submódulo 10.4 Elaboração do Programa Diário da Operação; 
(v) Submódulo 10.5 Execução de intervenções; 
(vi) Submódulo 10.6 Controle da geração em operação normal; 
 
(vii) Submódulo 10.7 Controle da transmissão em operação normal; 
(viii) Submódulo 10.8 Operação hidráulica dos sistemas de reservatórios; 
(ix) Submódulo 10.9 Operação em contingência; 
(x) Submódulo 10.10 Gerenciamento da carga; 
(xi) Submódulo 10.11 Recomposição da rede de operação após perturbação; 
(xii) Submódulo 10.12 Operação das instalações da rede de operação; 
(xiii) Submódulo 10.13 Confirmação da capacidade de geração de unidades geradoras; 
(xiv) Submódulo 10.14 Requisitos operacionais especiais para os centros de operação e 
subestações e usinas da rede de operação; 
(xv) Submódulo 10.15 Triagem de ocorrências e perturbações; 
(xvi) Submódulo 10.16 Dados e informações para contabilização; 
(xvii) Submódulo 10.17 Padronização e revisão do Manual de Procedimentos da 
Operação; 
(xviii) Submódulo 10.18 Cadastros de informações operacionais; 
(xix) Submódulo 10.19 Regulamentos internacionais; 
(xx) Submódulo 10.20 Ajustamentos operativos entre o ONS e agentes de operação; 
(xxi) Submódulo 10.21 Instruções de operação e mensagens operativas; 
(xxii) Submódulo 10.22 Rotinas operacionais. 
 
Submódulos componentes do Módulo 11: 
(i) Submódulo 11.1 Proteção e controle: visão geral; 
(ii) Submódulo 11.2 Avaliação de desempenho dos sistemas de proteção; 
(iii) Submódulo 11.3 Estudos de curto-circuito; 
(iv) Submódulo 11.4 Sistemas especiais de proteção; 
(v) Submódulo 11.5 Diagnóstico dos sistemas de proteção e controle; 
(vi) Submódulo 11.6 Registro de perturbações; e 
(vii) Submódulo 11.7 Proteções de caráter sistêmico. 
 
Submódulos componentes do Módulo 12: 
(i) Submódulo 12.1 Medição para faturamento: visão geral; 
(ii) Submódulo 12.2 Instalação do sistema de medição para faturamento; 
(iii) Submódulo 12.3 Manutenção do sistema de medição para faturamento; 
(iv) Submódulo 12.4 Leitura de medição para faturamento; 
 
(v) Submódulo 12.5 Certificação de padrões de trabalho; e 
(vi) Submódulo 12.6 Configurações de Medição para Faturamento. 
 
Submódulos componentes do Módulo 13: 
(i) Submódulo 13.1 Telecomunicações: visão geral; 
(ii) Submódulo 13.2 Requisitos de telecomunicações; 
(iii) Submódulo 13.3 Implantação dos serviços de telecomunicações para atendimento 
às necessidades do Sistema Interligado Nacional; 
(iv) Submódulo 13.4 Manutenção dos serviços de telecomunicações que atendem às 
necessidades do Sistema Interligado Nacional; e 
(v) Submódulo 13.5 Avaliação de desempenho de serviços de telecomunicações. 
 
Submódulos componentes do Módulo 14: 
(i) Submódulo 14.1 Administração dos serviços ancilares: visão geral; 
(ii) Submódulo 14.2 Arranjos comerciais para os serviços ancilares prestados pelos 
agentes de geração; e 
(iii) Submódulo 14.3 Apuração dos serviços ancilares. 
 
Submódulos componentes do Módulo 15: 
(i) Submódulo 15.1 Administração de serviços e encargos de transmissão: visão geral; 
(ii) Submódulo 15.2 Disponibilização de dados para cálculo de Tarifas de Uso do 
Sistema de Transmissão; 
(iii) Submódulo 15.3 Administração dos Contratos de Prestação de Serviços de 
Transmissão; 
(iv) Submódulo 15.4 Administração dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão; 
(v) Submódulo 15.5 Administração dos Contratos de Conexão ao Sistema de 
Transmissão e de Compartilhamento de Instalações; 
(vi) Submódulo 15.6 Apuração dos desligamentos, restrições operativas temporárias, 
entradas em operação e sobrecargas em instalações da Rede Básica; 
(vii) Submódulo 15.7 Apuração mensal de montantes de uso e da ultrapassagem de 
demanda do sistema de transmissão; 
(viii) Submódulo 15.8 Apuração Mensal de Serviços e Encargos de Transmissão – Rede 
Básica; 
 
(ix) Submódulo 15.9 Apuração Mensal de Serviços e Encargos de transmissão – 
fronteira; 
(x) Submódulo 15.10 Apuração mensal de encargos setoriais; 
(xi) Submódulo 15.11 Coordenação do faturamento e liquidação de serviços e encargos; 
e 
(xii) Submódulo 15.12 Apuração mensal das parcelas variáveis referentes à 
disponibilidade de instalações da Rede Básica. 
 
Submódulos componentes do Módulo 16: 
(i) Submódulo 16.1 Acompanhamento de manutenção: visão geral; 
(ii) Submódulo 16.2 Acompanhamento de manutenção de equipamentos e linhas de 
transmissão; 
(iii) Submódulo 16.3 Gestão de indicadores para avaliação de desempenho de 
equipamentos e linhas de transmissão na perspectiva da manutenção; e 
(iv) Submódulo 16.4 Recuperação de indicadores de desempenho em faixas de alerta ou 
insatisfatória na perspectiva da manutenção. 
 
Submódulos componentes do Módulo 18: 
(i) Submódulo 18.1 Sistemas e modelos computacionais: visão geral; e 
(ii) Submódulo 18.2 Relação dos sistemas e modelos computacionais. 
 
Submódulo componente do Módulo 19: 
(i) Submódulo 19.1 Identificação, tratamento e penalidades para as não-conformidades. 
 
Submódulo componente do Módulo 20: 
(i) Submódulo 20.1 Glossário de termos técnicos. 
 
Submódulos componentes do Módulo 21: 
(i) Submódulo 21.1 Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle 
sistêmico e integração de instalações: visão geral; 
(ii) Submódulo 21.2 Estudos pré-operacionais de integração de instalações da rede de 
operação; 
(iii) Submódulo 21.3 Estudos de comissionamento de instalações da rede de operação; 
 
(iv) Submódulo 21.4 Validação de dados e modelos de componentes para estudos 
elétricos; 
(v) Submódulo 21.5 Otimização de controladores; 
(vi) Submódulo 21.6 Estudos de recomposição do sistema; 
(vii) Submódulo 21.7 Estudos de reserva de potência operativa; 
(viii) Submódulo 21.8 Estudos do controle carga-freqüência; 
(ix) Submódulo 21.9 Análise técnica dos serviços ancilares; e 
(x) Submódulo 21.10 Revitalização das instalações do Sistema Interligado Nacional. 
 
Submódulos componentes do Módulo 22: 
(i) Submódulo 22.1 Análise de ocorrências e perturbações: visão geral; 
(ii) Submódulo 22.2 Análise de ocorrência; 
(iii) Submódulo 22.3 Análise de perturbação; 
(iv) Submódulo 22.4 Análise de falhas em equipamentos e linhas de transmissão; 
(v) Submódulo 22.5 Análise da operação; e 
(vi) Submódulo 22.6 Gestão das recomendações e das providências em andamento dos 
relatórios de análise. 
 
Submódulos componentes do Módulo 23: 
(i) Submódulo 23.1 Critérios para estudos: visão geral; 
(ii) Submódulo 23.2 Critérios para definição das redes do Sistema Interligado Nacional; 
(iii) Submódulo 23.3 Diretrizes e critérios para estudos elétricos; 
(iv) Submódulo 23.4 Diretrizes e critérios para estudos energéticos; 
(v) Submódulo 23.5 Critérios para estudos hidrológicos; e 
(vi) Submódulo 23.6 Critérios para definição das instalações e componentes estratégicos 
do Sistema Interligado Nacional. 
 
Submódulos componentes do Módulo 24: 
(i) Submódulo24.1 Processo de integração de instalações: visão geral; 
(ii) Submódulo 24.2 Integração de uma instalação de geração ao Sistema Interligado 
Nacional; 
(iii) Submódulo 24.3 Integração de uma instalação de transmissão à rede básica do 
Sistema Interligado nacional; 
 
(iv) Submódulo 24.4 Integração de uma instalação de consumidor livre à rede básica do 
Sistema Interligado Nacional; 
(v) Submódulo 24.5 Integração de uma instalação de distribuição e integração à rede de 
distribuição de instalações que provocam impacto na rede de operação do Sistema 
Interligado Nacional; 
(vi) Submódulo 24.6 Integração de uma instalação de importação ou de exportação de 
energia ao Sistema Interligado Nacional; e 
(vii) Submódulo 24.7 Integração de um reservatório à operação do Sistema Interligado 
Nacional. 
 
Submódulos componentes do Módulo 25: 
(i) Submódulo 25.1 Apuração de dados, relatório da operação do Sistema Interligado 
Nacional e indicadores de desempenho: visão geral; 
(ii) Submódulo 25.2 Apuração dos dados; 
(iii) Submódulo 25.3 Relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional; 
(iv) Submódulo 25.4 Indicadores de segurança energética; 
(v) Submódulo 25.5 Indicadores de segurança elétrica; 
(vi) Submódulo 25.6 Indicadores de qualidade de energia elétrica – freqüência e tensão; 
(vii) Submódulo 25.7 Indicadores da operação eletroenergética; 
(viii) Submódulo 25.8 Indicadores de desempenho de equipamentos e linhas de 
transmissão e das funções transmissão e geração; 
(ix) Submódulo 25.9 Indicadores de desempenho de sistemas de proteção; 
(x) Submódulo 25.10 Indicadores de desempenho das programações eletroenergética e 
de manutenção; 
(xi) Submódulo 25.11 Indicadores de atendimento às recomendações; 
(xii) Submódulo 25.12 Indicadores de desempenho dos sistemas de supervisão e controle 
e dos serviços de telecomunicação; e 
(xiii) Submódulo 25.13 Indicadores para gestão do ONS. 
 
Submódulos componentes do Módulo 26: 
(1) Submódulo 26.1 Modalidade de operação de usinas: visão geral; 
(2) Submódulo 26.2 Critérios para classificação da modalidade de operação de usinas; 
e 
 
(3) Submódulo 26.3 Sistemática para classificação da modalidade de operação de 
usinas. 
 
 
 
1.4.1 Rede Básica 
 Sistema de atendimento a cargas em Transmissão de energia. Interconexão 
entre Agentes de Geração e Agentes de Transmissão. 
 
1.5 Caracterização das Usinas de Geração 
 Segundo ONS, com coordenação da ANEEL [1], as usinas podem ser dos 
tipos 1, 2 ou 3. Cada tipo tem uma forma de gestão, a saber: 
 
Tipo 1: 
 
“6.1.1 Serão consideradas na modalidade Tipo I: 
(a) Usinas conectadas na rede básica – independente da potência 
líquida injetada no SIN e da natureza da fonte primária e que afetem a 
operação eletroenergética. Para critérios elétricos deverão ser 
considerados os impactos na segurança da rede de operação segundo 
os aspectos de controle de tensão, controle de carregamento em 
equipamentos e limites de transmissão sistêmicos; ou 
(b) Usinas conectadas fora da rede básica cuja máxima potência 
líquida injetada no SIN contribua para minimizar problemas 
operativos e proporcionar maior segurança para a rede de operação; 
ou 
(c) Usinas hidrelétricas com potência instalada superior a 30 MW. 
 
6.1.2 As usinas classificadas na modalidade de operação Tipo I deverão 
atender aos requisitos dos Procedimentos de Rede, destacando-se os 
seguintes: 
 
(a) Participar dos processos voltados a: ampliações e reforços, 
planejamento e programação da operação, normatização, pré-
operação, operação em tempo real e pós-operação. 
(b) Programação centralizada: a usina tem o programa de geração 
estabelecido de forma coordenada e centralizada pelo ONS, em bases 
mensais, semanais e diárias. 
(c) Despacho centralizado: a usina tem o despacho de geração no 
tempo real coordenado, estabelecido, supervisionado e controlado pelo 
ONS. 
(d) Implantar sistemas de supervisão e transmissão de voz e dados 
sendo que, para os sistemas de transmissão de voz e de dados devem 
seguir os requisitos definidos no Submódulo 13.2 “ 
 
Tipo 2A, 2B e 2C: 
 
“6.2.3 Serão consideradas usinas do Tipo II-A: 
(a) Usinas Térmicas – UTEs que têm Custo Variável Unitário – CVU 
declarado e que são despachadas por ordem de mérito. 
6.2.3.1 As usinas classificadas na modalidade de operação Tipo II-A 
deverão atender aos requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede, 
destacando-se os seguintes: 
(a) Participar dos processos voltados a: ampliações e reforços, 
planejamento e programação da operação, normatização, pré-
operação, operação em tempo real e pós-operação; 
(b) Programação centralizada: a usina tem o programa de geração 
estabelecido de forma coordenada e centralizada pelo ONS, em bases 
mensais, semanais e diárias; 
(c) Despacho centralizado: a usina tem o despacho de geração no 
tempo real coordenado, estabelecido, supervisionado e controlado pelo 
ONS; 
 
(d) Implantar sistemas de supervisão e transmissão de voz e dados. Os 
sistemas de 
transmissão de voz e de dados devem seguir os requisitos definidos no 
Submódulo 13.2 (disponibilidade indicada para a Classe B) e, para os 
sistemas de supervisão disponibilizar no Centro do ONS indicado os 
valores de MW e Mvar por unidade geradora.”. 
 
“6.2.4 Serão consideradas usinas do Tipo II-B: 
(a) Usinas para as quais se identifica a necessidade de informações ao 
ONS, para possibilitar a sua representação individualizada nos 
processos de planejamento e programação da operação, e 
eventualmente na operação em tempo real, normatização e pré-
operação. 
(b) Usinas cujo reservatório impacta na operação de usinas 
classificadas como Tipo I. 
(c) Usinas que em função das características da fonte primária de 
geração, apresentam limitações que impedem o atendimento ao 
despacho centralizado de forma sistemática, tais como: PCH, 
biomassa, cogeração, eólica e fotovoltaica. 
6.2.4.1 As usinas classificadas na modalidade de operação Tipo II-B 
deverão atender aos requisitos definidos nos Procedimentos de Rede, 
destacando-se os seguintes: 
(a) Participar dos processos voltados a: ampliações e reforços, 
planejamento e programação da operação. 
(b) As usinas classificadas nesta modalidade de operação deverão 
informar seu despacho programado ao ONS para que conste e seja 
considerado na programação da operação centralizada e estabelecida 
pelo ONS (em bases mensais, semanais e diárias), bem como informar 
ao ONS, as reprogramações em tempo real. 
(c) Implantar sistemas de supervisão e transmissão de voz e dados. Os 
sistemas de transmissão de voz e de dados devem seguir os requisitos 
 
definidos no Submódulo 13.2 (transmissão de voz com disponibilidade 
indicada para a Classe C e dados para a Classe B) 
e, para os sistemas de supervisão disponibilizar no Centro do ONS 
indicado os valores de MW e Mvar apenas do terminal de saída da 
usina. 
(d) As usinas eólicas classificadas como Tipo II B deverão repassar ao 
ONS os dados e informações necessárias para a previsão de geração 
eólica.” 
 
“6.2.5 Serão consideradas usinas do Tipo II-C: 
(a) Usinas que constituírem um Conjunto de Usinas, que embora 
individualmente não impactam a operação do SIN, mas quando 
analisadas em conjunto com outras usinas que compartilham o mesmo 
ponto de conexão, totalizam uma injeção de potência significativa em 
uma determinada subestação do SIN, e que pelo impacto na rede de 
operação se identifica a necessidade de relacionamento com o ONS, 
para possibilitar a sua operação em forma em Conjunto. 
6.2.5.1 As usinas classificadas na modalidade de operação Tipo II-C 
deverão atender aos requisitos definidos no item 7 deste submódulo e nos 
demais módulos dos Procedimentos de Rede, destacando-se os seguintes: 
(a) Participar dos processos voltados a: ampliações e reforços, 
planejamento e programação da operação. 
(b) O Conjunto deverá informar ao ONS sua geraçãoprogramada para 
que seja considerado na programação da operação estabelecida pelo 
ONS (em bases mensais, semanais e diárias), bem como informar ao 
ONS, as reprogramações em tempo real. 
(c) Implantar sistemas de transmissão de voz e dados para o Conjunto. 
Os sistemas de transmissão de voz e de dados devem seguir os 
requisitos definidos no Submódulo 13.2: 
(1) para Conjuntos conectados na rede de distribuição ou DIT, 
serviços de comunicação de voz e de dados, ambos Classe B; 
 
(2) e para Conjuntos conectados na rede básica ou ICG, serviços de 
comunicação de voz e de dados, ambos Classe A. 
(d) Implantar sistemas de supervisão para o Conjunto. Os sistemas de 
supervisão do Conjunto deverão ser disponibilizados no Centro do 
ONS indicado, seguindo os requisitos definidos no Submódulo 2.7: 
(1) valores de MW e Mvar da subestação coletora compartilhada 
pelos agentes detentores de usinas que integram o Conjunto.” 
 
Tipo 3: 
 
“6.3.1 Serão consideradas na modalidade Tipo III: 
(a) usinas conectadas fora da rede básica, que não causam impactos 
na operação eletroenergética do SIN. 
(b) empreendimentos de autoprodução conectados na rede básica, cuja 
demanda seja permanentemente maior que a geração. 
6.3.2 As usinas classificadas na modalidade de operação Tipo III não terão 
relacionamento operacional com o ONS. 
6.3.3 O envio de seus dados para o processo de consolidação da carga e 
programação diária, são de responsabilidade da distribuidora na qual a 
usina estiver conectada. 
6.3.4 Essas usinas, caso tenham relacionamento com a CCEE, deverão 
atender os requisitos do Módulo 12.” 
 
 
1.6 Estruturas fora do Sistema de Transmissão 
 As linhas fora do Sistema de Transmissão são denominadas linhas de 
SubTransmissão - LsT. Essas linhas são exploradas pelas empresas fornecedoras 
do Sistemas de Distribuição (concessionárias ou permissionárias). As quais são 
geridas pelos aspectos dispostos nos Procedimentos da Distribuição – PRODIST. 
 As tensões nominais dessas LsT são 69kV e 138kV. Geralmente 
interconectam subestações de transmissão com subestações de distribuição. 
 
 
1.7 PRODIST 
 O PRODIST é um conjunto de regras e metas publicados pela ANEEL [2] 
objetivando obtenção de resultados baseados no estabelecimento de métodos e 
procedimentos. 
 O PRODIST é dividido em 11 módulos: 
Módulo 1 – Introdução; 
Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição; 
Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição; 
Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição; 
Módulo 5 – Sistemas de Medição; 
Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações; 
Módulo 7 – Cálculo de Perdas na Distribuição; 
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica; 
Módulo 9 – Ressarcimento de Danos Elétricos; 
Módulo 10 – Sistema de Informação Geográfica Regulatório; 
Módulo 11 – Fatura de Energia Elétrica e Informações Suplementares. 
 
 
 
 
 
2. OPERAÇÃO NO SEP: 
 Trata-se da gestão de processos de interação com o SEP cujo objetivo é 
garantir a Continuidade, a Confiabilidade e a Qualidade no fornecimento. 
 Conforme visto anteriormente, a ANEEL é o órgão macro de controle 
operacional do sistema, sendo que a mesma tem ação direta sobre as ações do 
Sistema de Distribuição; já o controle dos Sistemas de Geração e Transmissão fica 
à cargo do ONS (que atua como subsidiária da ANEEL). 
 
2.1 Operação na Transmissão e geração de Energia Elétrica: 
 A operacionalização do fornecimento, onde contempla-se o SIN/Rede 
Básica, têm a gestão do ONS, e segue os preceitos estabelecidos nos 
Procedimentos de Rede, especificamente os módulos 6, 7 e 10. 
 A seguir é descrito os processos, conceitos e métodos seguidos pela ONS 
na inter-relação com geradoras e transmissoras. 
 Inicialmente, conceitua-se os termos definidos para tratativas de 
fornecimento, sendo denominados AGENTES os envolvidos no relacionamento: 
 - Agente de Geração: empreendimento de geração; 
 - Agente de Transmissão: responsável pelo ST; 
 - Agente de Distribuição: responsável pela distribuição de energia; 
 - DIT – Demais Instalações de Transmissão; ... 
 
 Será referenciado o módulo e submódulos do Procedimentos de Rede e 
comentários acerca do assunto. 
 
2.1.1 Submódulo 10.1 – Manual de Procedimentos da Operação – Visão Geral: 
“1.1 O Módulo 10 Manual de Procedimentos da Operação – MPO 
organiza, de forma estruturada e sistematizada, as premissas, os conceitos 
básicos, as diretrizes, os critérios, as responsabilidades, as atividades 
específicas e os procedimentos operacionais a serem seguidos pelo 
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e agentes de operação 
envolvidos na operação da Rede de Operação.” 
 
 As definições e desenvolvimentos referente a procedimentos de operação 
são definidos pelo ONS com a participação dos Agentes de Operação e 
corroboração e aprovação da ANEEL. 
Cabe ao ONS a responsabilidade global da operação do sistema na Rede de 
Operação – estruturada em atividades de NORMATIZAÇÃO, PRÉ-
OPERAÇÃO, OPERAÇÃO EM TEMPO REAL E PÓS-OPERAÇÃO – 
visando a garantir a otimização, a confiabilidade, a segurança e a integridade do 
conjunto das instalações que constituem essa Rede de Operação, resguardada a 
responsabilidade própria dos agentes de operação, concessionários das instalações. 
 Composição e hierarquia do ONS: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
- Controle Automático de Geração – CAG: Gestão do Agente de Operação, mas 
com recursividade no Centro Nacional de Operação do Sistema – CNOS. 
 
 - Regime Especial de Operação: Caracterizado por recomposição e tratativas em 
datas especiais, como por exemplo: Natal, Carnaval, Confraternização Universal, 
etc. Abrangência na Geração, Transmissão e Distribuição. 
 
- Redes Funcionais dos Centros do ONS: 
CENTRO NACIONAL 
DE OPERAÇÃO DO 
SISTEMA - CNOS 
CENTROS REGIONAIS 
DE OPERAÇÃO DO 
SISTEMA - COSR 
CENTROS DE 
OPERAÇÃO DAS 
INSTALAÇÕES - COA 
BRASÍLIA 
COSR-Sul 
FLORIANÓPOLIS 
COA 
PROGRAMA 
DIÁRIO DE 
OPERAÇÃO - PDO 
 
Rede de Operação sistêmica – constituída pelas usinas da Rede de 
Operação, pelas interligações internacionais, e a parte do sistema de 
transmissão, utilizada para a integração eletroenergética; 
Rede de Operação regional – constituída pelos sistemas tronco de 
transmissão aos centros de carga e pelas redes de transmissão que interligam 
os sistemas tronco de transmissão às instalações da Rede Básica ou 
complementar onde se conectam a maioria das instalações dos agentes de 
distribuição ou de consumidores livres e potencialmente livres cujas 
instalações estejam conectadas a Rede Básica. 
 
 Em ONS [1] é descrito: 
“... 
6.5 Atividades da operação do sistema 
6.5.1 As atividades da operação do sistema são agrupadas de forma 
temporal como atividades de normatização, pré-operação, tempo real e 
pós-operação. Essa forma de agrupamento facilita a visão global dos 
processos desenvolvidos nos centros de operação do ONS, nos centros de 
operação dos agentes de operação ou em órgãos designados por esses 
agentes e, também, nas instalações que compõem a Rede de Operação. As 
atividades de normatização são realizadas sem vínculo temporal definido. 
 
6.6 Normatização 
6.6.1 Consiste na elaboração, revisão e atualização dos documentos do 
Módulo 10, Submódulos 10.1 a 10.22, nos quais são definidas as diretrizes, 
os critérios, os procedimentos e as atividades necessários à operação do 
sistema. Consiste também na avaliação dos documentos vigentes que 
compõem o Manual de Procedimentos da Operação – MPO. 
(a) As suas atividades básicas são: 
(1) elaboração das instruções de operação e das mensagens 
operativas contendo os procedimentos para o controle da 
transmissão e da geração, em condição normal e sob contingência, 
 
o restabelecimento de equipamentos e linhas de transmissão em 
desligamentos simples, a recomposição da Rede de Operação após 
perturbação geral ou parcial, o gerenciamentode carga e a 
operação hidráulica de reservatórios, para subsidiar as atividades 
de tempo real. Esses documentos têm como insumos básicos os 
resultados de estudos técnicos de planejamento, os pré-
operacionais, as análises de ocorrências e perturbações, a 
consolidação dos conhecimentos obtidos na prática operacional, as 
resoluções da ANEEL, as regras de mercado, a legislação vigente e 
as regulamentações pertinentes; 
(2) elaboração do cadastro de informações operacionais dos 
equipamentos e linhas de transmissão da Rede de Operação (este 
cadastro tem como referência o Contrato de Prestação de Serviço 
de Transmissão – CPST e as informações dos agentes, dentre 
outras); 
(3) elaboração e revisão das rotinas operacionais que estabelecem 
as atividades e produtos de caráter geral, da pré-operação e da pós-
operação; 
(4) elaboração dos regulamentos internacionais; 
(5) elaboração dos ajustamentos operativos; 
(6) treinamento das equipes de operação no que se refere aos 
documentos do Módulo 10; e 
(7) elaboração e revisão dos diagramas unifilares do sistema para a 
Rede de Operação e Rede de Supervisão. 
 
6.7 Pré-operação 
6.7.1 Na pré-operação, que consiste na elaboração do Programa Diário da 
Operação – PDO, são consolidadas as condições elétricas, energéticas e 
hidráulicas da programação diária da operação e detalhados os 
procedimentos operacionais e as ações a serem desenvolvidas na operação 
em tempo real, conforme descrito no Submódulo 10.4. 
 
6.7.2 As atividades básicas da pré-operação são: 
(a) o processamento operacional das solicitações de intervenções; 
(1) que consiste na análise operacional das solicitações de 
intervenção, descrita no Submódulo 6.5 Programação de 
intervenções em instalações da Rede de Operação; no 
tratamento das intervenções sem desligamento; e nas 
intervenções solicitadas no dia anterior à sua realização. 
(b) o processamento operacional das diretrizes elétricas, 
energéticas e hidráulicas; 
(1) que consiste na definição das ações a serem adotadas no 
tempo real, a partir das diretrizes elétricas (Módulo 6 
Planejamento e programação da operação elétrica), 
energéticas (Módulo 7 Planejamento da operação 
energética), hidráulicas (Módulo 9 Recursos hídricos e 
meteorologia) e das condições operacionais da Rede de 
Operação. 
(c) a consolidação e elaboração da programação; 
(1) que consiste na validação final dos processamentos 
operacionais anteriores e na consolidação do Programa 
Diário de Produção – PDP (Módulo 8 Programação diária 
da operação eletroenergética), do Programa Diário de 
Intervenções – PDI (Módulo 8) e do Programa Diário de 
Defluências – PDF (Módulo 8) que constituem o Programa 
Diário da Operação Eletroenergética – PDE (Modulo 8); e 
(2) que consiste na elaboração do Programa Diário de Carga 
e Frequência – PDCF. 
 
6.8 Operação em tempo real 
6.8.1 A operação em tempo real consiste na coordenação, supervisão e 
controle – realizados em tempo real pelos centros de operação do ONS – 
de todo o processo operacional dos sistemas hidráulicos, energéticos e 
 
elétricos. Da operação em tempo real emanam as determinações para os 
agentes de operação efetuarem os comandos, a supervisão e a execução da 
operação das instalações. 
6.8.2 Essas atividades são exercidas através do desenvolvimento de 
processos no SIN, quais sejam: 
(a) execução de intervenções (Submódulo 10.5); 
(b) controle da geração (Submódulo 10.6); 
(c) controle da transmissão (Submódulo 10.7); 
(d) operação hidráulica de reservatórios (Submódulo 10.8); 
(e) operação em contingência (Submódulo 10.9); 
(f) gerenciamento da carga (Submódulo 10.10); e 
(g) recomposição da Rede de Operação após perturbação 
(Submódulo 10.11). 
...” 
 Entre outras ações desenvolvidas na Operação em Tempo Real, consta o 
controle de integridade do sistema de Geração, implementado pelo Esquema 
Regional de Alívio de Carga – ERAC. 
 
“... 
 
6.9 Pós-operação 
6.9.1 A pós-operação consiste na apuração e triagem dos dados da 
operação, no acompanhamento, análise e divulgação de informações e 
resultados, no tratamento estatístico dos resultados da operação do 
sistema, bem como no armazenamento dos dados e informações referentes 
à operação realizada. 
6.9.2 As atividades de pós-operação completam a cadeia da operação do 
SIN e apresentam forte vínculo com atividades tratadas em outros módulos 
dos Procedimentos de Rede, a saber: 
(a) apuração dos dados (Submódulo 25.2 Apuração dos dados): 
obtenção de dados e informações consistentes sobre a operação 
 
realizada, através de atividades de coleta de dados e informações a 
partir dos recursos disponíveis para seleção do que melhor 
representa a operação realizada, de classificação e de interação 
com os agentes de operação para maior consistência desses dados e 
informações. Os resultados apurados são armazenados na Base de 
Dados Técnica do ONS – BDT para emissão de relatórios, consultas 
e simulações; 
(b) triagem de ocorrências e perturbações (Submódulo 10.15 
Triagem de ocorrências e perturbações), com identificação, segundo 
critérios preestabelecidos, das ocorrências e perturbações que 
devem ser objeto de análise e posterior emissão de relatórios 
específicos; 
(c) elaboração de relatórios (Submódulo 25.3 Relatórios da 
operação do Sistema Interligado Nacional) periódicos para 
divulgação dos resultados da operação realizada e para 
realimentação dos demais processos relacionados à operação, 
elaborados a partir da apuração e análise de dados e informações, 
os quais são confrontados com os valores programados ou 
esperados; 
(d) elaboração de relatórios de análise de ocorrências (Submódulo 
22.2 Análise de ocorrência), de análise de perturbações (Submódulo 
22.3 Análise de perturbação), de análise da operação (Submódulo 
22.5 Análise da operação) e gestão das correspondentes 
recomendações (Submódulo 22.6 Gestão das recomendações e das 
providências em andamento dos relatórios de análise); 
(e) obtenção de dados e informações para contabilização 
(Submódulo 10.16), com a estruturação e a classificação desses 
dados e informações apurados para produção de relatórios 
específicos, para fins de contabilização com base em critérios 
estabelecidos. Para a transmissão desses dados são adotados os 
critérios estabelecidos nos Submódulos 15.6 Apuração das 
 
indisponibilidades, restrições operativas temporárias, entradas em 
operação e sobrecargas em instalações da Rede Básica e 15.7 
Apuração dos montantes de uso do sistema de transmissão, para 
contabilização referente aos CPST e CUST respectivamente. 
Para a geração, são adotados os critérios estabelecidos em 
regulamentação da ANEEL e em acordo entre o ONS e a Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE; 
(f) cálculo e análise de indicadores (Submódulos de 25.5 a 25.9 e de 
25.11 a 25.12), ou seja, cálculo de indicadores com base nos dados 
e informações apurados, que permitem o acompanhamento e a 
análise do desempenho da operação e do sistema. 
...” [1]. 
 
 
2.1.2 Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC 
 O ERAC é um sistema de proteção que, por meio do desligamento 
automático e escalonado de blocos de carga, utilizando relés de frequência, 
minimiza os efeitos de subfreqüência decorrentes de perda de grandes blocos de 
geração. 
 Quando em um SEP ocorre disfunção do sistema de geração em razão de 
problemas de frequência , o sub-módulo 10.21 do Procedimentos de Rede, indica 
qual(is) níveis são adequados para a operação. 
 Segundo o sub-módulo 10.21: 
“ ... 
2.1.2. Atuação: 
O ERAC efetua o corte de carga por meio de relés de taxa de variação 
de frequência no tempo (ΔF/ΔT), medida em uma janela de 
frequência, e/ou por meio de relés de frequência absoluta, que atuam 
desligando automaticamente as cargas previamente estabelecidas, 
sempre que forem atingidos os valores de taxa de frequência, 
frequência absoluta e temporizaçãocaso exista. 
 
2.1.3. Tempo de resposta: 
O tempo máximo admissível para o sensor identificar uma variação 
de frequência, ou seja, para a sensibilização da função de 
subfrequência, deve ser da ordem de 3 ciclos ou conforme orientação 
do catálogo do fabricante do equipamento. Em relação à abertura do 
disjuntor, considera-se um tempo máximo de 100 ms, tempo esse que 
varia com o nível de tensão do equipamento. Assim sendo, o tempo 
máximo total para a atuação do ERAC deve ser da ordem de 150 ms. 
 
 
 
 
 
4. CONSIDERAÇÕES GERAIS 
4.1. Para a preservação da confiabilidade do SIN, as cargas incluídas nos 
ERAC não deverão ser coincidentes com as cargas incluídas no Plano de 
 
Corte Manual de Cargas - PCMC dos agentes e nos 
Esquemas Regionais de Subtensão. 
 
4.2. O corte automático de carga das Distribuidoras de Energia e 
Consumidores Industriais conectados à Rede Básica é proporcional à 
participação de sua carga em uma determinada área/região, considerando a 
demanda máxima coincidente da área afetada. 
 
5. PROCEDIMENTOS 
 
5.1. PROCEDIMENTOS GERAIS 
Manter o esquema permanentemente ativado. 
Quando da atuação do ERAC por subfrequência, os centros de operação do 
ONS deverão: 
a) Identificar as causas determinantes da atuação do esquema de 
subfrequência, bem como a configuração remanescente do Sistema. 
b) Confirmar com os agentes envolvidos a atuação do esquema de 
subfrequência, registrando o montante de cargas desligadas e o 
horário da ocorrência. 
c) Retornar à configuração normal de operação de unidades 
geradoras ou linhas de transmissão de interligação e religar as cargas 
e equipamentos chaveados pelo esquema. 
... 
5.2.2. RESTABELECIMENTO DAS CARGAS DESLIGADAS PELO 
ERAC 
O restabelecimento das cargas desligadas pelo ERAC pode ser feito de 
forma manual ou automática. Ao esquema de restabelecimento automático 
de cargas desligadas pelo ERAC dá-se o nome de ERRC – Esquema 
Regional de Restabelecimento de Cargas. 
 
5.2.2.1. RESTABELECIMENTO MANUAL 
 
a) Em subestações das Distribuidoras que dispõem de frequencímetro 
digital: 
O restabelecimento manual das cargas desligadas pelo ERAC das 
distribuidoras de energia deve ser feito com autonomia pela operação do 
agente, somente após a estabilização da frequência em valor igual ou 
superior a 60 Hz, após um tempo igual ou superior a 01 (um) minuto. 
 ... 
b) Em subestações das Distribuidoras que não dispõem de frequencímetro 
digital: 
O restabelecimento manual das cargas será efetuado pelo Centro de 
Operação do agente, desde que este disponha de frequencímetro digital e de 
acordo com os mesmos critérios da alínea “a” anterior. 
...” 
 
3. Procedimentos Operacionais 
 Esses procedimentos são pré-determinados estruturados em descriminar 
processos identificados para atividades específicas. O passo a passo é estabelecido 
pela sequência necessária à interdições em desligamentos ou recomposição do 
sistema. 
 Nos sistemas de Transmissão e de Geração os procedimentos operacionais 
fornecem subsídios e direcionamentos objetivando a estabilização do 
fornecimento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.2 Atividades inerentes à pré-operação 
 A pré-operação tem a função específica de subsidiar informações 
necessárias a operação em tempo real. 
 Algumas funções cujo conteúdo disponibiliza ações procedurais; ajustes e 
set points de grandezas de controle; estabelecimento de rede de contatos com 
fornecedores e cliente; monitoramento de cadastros de informações dos sistemas 
de proteções; atualização de diagramas de representação dos sistemas macros e 
micros; etc. 
Exemplos: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
- Atualização permanente; 
- Adequação de numerações operacionais; 
- Elaboração/adequação de Procedimentos Operacionais; 
- Programações de desligamentos; 
- Cadastro de parâmetros de ajustes e tipos de equipamentos... 
 
 
 
2.3 Atividades inerentes à operação em tempo real 
 A operação em tempo real aplica os princípios da operacionalização do 
sistema. 
 
2.4 Atividades inerentes à pós-operação 
 
2.5 Atividades inerentes à qualidade no fornecimento 
 
 
2.6 Contabilização dos índices operacionais 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Dados da SED 0700: 
Total de consumidores conectados na SED = 43.791; 
Metas Anuais: DEC = 10,19 horas e FEC 10,31 vezes 
 
Interrupções: 
Dia Equipamento Horário Inicio Horário Fim 
01 0700 15h18min 15h20min 
03 4146 09h32min 12h21min 
03 5034 03h02min 11h09min 
05 4042 18h07min 18h44min 
08 0700 06h11min 06h33min 
08 5001 19h26min 21h01min 
09 5032 07h47min 10h31min 
11 5036 09h17min 11h44min 
12 4045 16h22min 17h04min 
14 5053 07h02min 09h02min 
17 5006 18h08min 18h59min 
18 5001 13h38min 15h14min 
20 5067 10h17min 12h41min 
25 5028 22h15min 23h22min 
 
Com base nas informações, identifique os índices operativos globais e 
individuais. 
 
 
 
 
 
 
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REJEIÇÃO DE CARGAS POR SUBFREQUÊNCIA 
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3. MANUTENÇÕES NO SEP: 
 
3.1Definição: 
 Segundo [3], “Combinação de todas as ações técnicas e administrativas, 
incluindo as de supervisão, destinadas a manter ou recolocar um item em um estado no 
qual possa desempenhar uma função requerida.” 
 Ainda conforme [3], mantenabilidade é definido como: 
“Capacidade de um item ser mantido ou recolocado em condições 
de executar suas funções requeridas, sob condições de uso 
especificadas, quando a manutenção é executada sob condições 
determinadas e mediante procedimentos e meios prescritos.” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.2 Manutenção Corretiva: 
 Falta de política de inspeções/investigações, falta de investimentos, perda 
da vida útil, etc., são alguns motivos para se estabelecer um evento onde ocorra a 
perda de produção intempestiva, caraterizada por atuação em manutenção 
corretiva. 
 A manutenção corretiva pode acontecer de duas formas: em regime 
emergencial e de urgência. A classificação emergencial é a interação pós defeito, 
objetivando a recuperação do sistema. Já o tipo em regime de urgência é aquela 
cuja intervenção é programada de forma imediata. 
 Em decorrência esse tipo de manutenção apresenta um alto custo, tempos 
de recuperação maiores, e identifica a falta ou pouco investimento.0 
 Lucros cessantes, alto custo de reposição, indisponibilidade de insumos e 
indisponibilidade do sistema, são consequência da causa. 
 
 
 
 
3.3 Manutenção Preventiva: 
 Esse tipo de manutenção é determinada por um plano de manutenção. 
O objetivo principal da manutenção preventiva é elevar e garantir os índices 
de disponibilidade e confiabilidade dos equipamentos. 
A manutenção preventiva é realizada de forma sistemática, onde o 
equipamento, periodicamente, será investigado, adotando medidas rotineiramente 
agendadas com cronograma específico. 
Em geral são manutenções determinadas por inspeções visuais. 
Espaçamentos entre condutores, integridade da estrutura do sistema, facilidade de 
acesso, etc., são exemplos de interações. 
De forma resumida, a manutenção preventiva apresenta valores médios em 
custos, tempos de reposição, e investimentos na solução. 
 
 
 3.4 Manutenção Preditiva: 
 Como o significado da expressão sugere, predizer, significa atuar de forma 
precoce, identificando possíveis causas, e minimizando os impactos. 
 De forma geral, a gestão esse tipo, ter maior impacto em investimento de 
maiores vultos, justamente em razão de apontar deficiências ou desgastes de forma 
prematuras. 
 Fazendo-se uso de instrumentações e equipamentos que possam inferir 
resultados conclusivos acerca do estado das instalações, introduz-se o conceito de 
atuar-se num tempo exíguo; haja vista, que um comportamento pode ser mapeado 
e corrigido no momento de menor impacto. 
 Em contrapartida o custo e o tempo de exposição à defeitos é o de menor 
qualificação entre todos os tipos de manutenção. 
 Ensaios de rotina e de tipo, são exemplos da gestão e controle do histórico 
comportamental. Ensaios em transformadores minimizam o tempo de recuperação 
e forma um acervo de precisar estado do mesmo. Inspeções por termografia 
identificam pontos de aquecimentos em conexões gerais, etc. 
 
 
3.5 Planejamento e execução de Manutenções no SEP: 
 O planejamento eficaz no processo de manutenções elétricas aponta para 
programações obedecendo critérios que apresentem menor impacto na 
continuidade do fornecimento. O grande desafio das equipes de planejamento é 
minimizar o impacto nos índices que indicam a qualidade de fornecimento dos 
serviços. 
 Alguns critérios devem ser contemplados tanto no planejamento e 
programação, quanto na execução das manutenções no SEP. Entre esses: 
- Cumprimento aos preceitos estabelecidos pela norma NR-10 do TEM; 
- Análise preliminar dos riscos e metodologias a serem adotadas; 
- Diálogo diário de segurança; 
- Cumprimento dos passos necessários a interdição do sistema ou da “entrada” nas 
instalações; 
- Análise dos procedimentos e métodos na execução... 
 
3.6 Manutenções no SEP em sistemas energizados: 
 Alguns métodos são conhecidos para efetiva interação com sistemas 
energizados, como por exemplo: 
a. Em redes de distribuição de MT e BT: 
 Cada vez mais, vem sendo evitado interrupções no fornecimento de energia 
para realização de manutenções de rotina. Convencionalmente essas rotinas são 
executadas com uso de equipes de manutenção em redes energizadas. Esse método 
é aplicado em rotinas de execução ao contato. 
 
 
 
 
 
b. Em Linhas de Transmissão e subestações de AT e EAT: 
 Os métodos aplicados em rotinas de manutenção podem ser executados em 
interações à distância e/ou ao potencial. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
 [1] ONS Operador Nacional do Sistema. Procedimentos de Rede. disponível em 
http://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-ons/procedimentos-de-rede/vigentes. 
Acessado em Janeiro/2019. 
[2] ANEEL. Procedimentos de Distribuição. disponível em 
http://www.aneel.gov.br/prodist. Acessado em Janeiro/2019. 
[3] ABNT. NBR 5462/1994 - Confiabilidade e mantenabilidade. 
[4] MAMEDE FILHO, João. Instalações Elétricas Industriais. 8ª. ed. LTC: Rio de 
Janeiro, 2010. 676 p.