Workshop ABRATE. Texto Referencial do Módulo: Desassistência de Subestação

Transcrição

1 Workshop ABRATE Texto Referencial do Módulo: Desassistência de Subestação GRUPO Carlos Alberto - Chesf / Luís Roberto - Eletrosul Marcos Meloni CTEEP / Tadiello CEEE 1 CARACTERIZAÇÃO DO TEMA Inicialmente a implantação do programa de desassistência de subestações de maneira geral nas Empresas teve como justificativa principal a visão econômicofinanceira, com a readequação do quadro dos operadores Porém destacamos que a potencialidade dos sistemas digitais de supervisão e controle vem permitindo muito mais, seja na questão da automação ou na disponibilização de informação sobre o sistema elétrico, possibilitando uma maior observabilidade e controlabilidade de suas instalações Dentre os principais motivos que justificam um programa de desassistência de subestações, podemos destacar: Disponibilizar novos recursos de informação e automação somente possíveis com a adoção de tecnologia digital, tendo em vista a tendência do mercado, possibilitando maior eficiência nas ações operacionais; Aumento da complexidade do sistema elétrico brasileiro, com uma forte reestruturação e entrada de novos agentes, exigindo uma maior dinâmica de informação e atuação em tempo real. A necessidade da gerência da empresa ter maior controle sobre as suas subestações durante períodos de conflitos, assegurando a confiabilidade do sistema de transmissão. Com a entrada em operação da Parcela Variável, torna-se necessário uma readequação do perfil dos atuais operadores de subestação, para exercerem também atividades críticas de manutenção (primeiro atendimento), que possibilita um rápido restabelecimento das Funções de Transmissão, quando de problemas inerentes aos equipamentos/proteções. Adequação das Empresas, a exigência da NR 10, com relação a proibição do trabalho individual. Necessidade de diminuição de custos operacionais das instalações na busca de otimização de recursos e maior produtividade; Substancial redução do quadro de operadores motivada por programas de demissão incentivada e aposentadorias Considerando a necessidade dos Agentes de Transmissão em aumentar a confiabilidade do sistema de transmissão e manter padrões de qualidade, torna-se

2 necessária também uma avaliação do sistema de supervisão e controle, levando em conta alguns aspectos: a performance operacional do telecontrole e das subestações desassistidas; a confiabilidade dos sistemas e dispositivos utilizados; a adequação e a confiabilidade da infra-estrutura de telecomunicação e informática empregada; o critério de operação de subestação; a segurança operacional associada ao telecontrole. 2 FUNDAMENTAÇÃO LEGAL Dentro do atual modelo do setor elétrico, a área de Operação das Empresas exerce um papel de fundamental importância para a organização, no tocante ao relacionamento e interação com os demais Agentes do Setor Elétrico. Considerando que estes relacionamentos entre Empresas poderão acarretar em repercussões financeiras por conta de descumprimentos de Procedimentos de Rede ou Cláusulas de Contratos firmados com demais Agentes, a área de operação tem como atribuição, além da execução da operação propriamente dita, consolidar e divulgar dados técnicos e resultados operacionais, que poderão ter impactos para toda a organização Na Regulamentação existente no Setor Elétrico, basicamente temos como informações relevantes para os critérios de desassistência de subestações o estabelecido no Contrato de Concessão, no CPST, nos Procedimentos de Rede e na Norma Regulamentadora NR No Anexo I, deste documento, estão relacionados os principais tópicos do Contrato de Concessão e do Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão- CPST, que caracterizam as Condições de Prestação do Serviço Público de Transmissão, as Obrigações e Encargos da Transmissora e as Exigências Operacionais, estabelecidas contratualmente, que apesar de estarem correlacionadas com a Desassistência de Instalações, não tratam explicitamente do assunto Ainda com relação à ANEEL, conforme item 3, poderemos verificar que a principal preocupação da mesma, não está relacionada a desassistência de subestações, mas sim com a modicidade tarifária e a qualidade dos serviços prestados de energia (resolução 270/07) Com relação aos Procedimentos de Rede, elaborados pelo ONS, a questão da Desassistência de Subestações é tratada explicitamente em vários submódulos. Destacamos abaixo, de forma comentada, os procedimentos que tratam da Desassistência de Subestações. No Anexo II, estão apresentados os referidos procedimentos, de forma mais detalhada, no qual estão listados apenas os Tópicos de Interesse para este trabalho: Submódulo 23.6 Critérios para identificação das instalações e componentes estratégicos do SIN Revisão 0 25/09/07

3 Define genericamente os critérios, em nível elevado de subjetividade. A definição das estações será precedida de reuniões com os agentes. Denomina-se como instalações e componentes estratégicos, aqueles cujos desligamentos intempestivos ou indisponibilidades provoquem, no desempenho de uma área da rede de operação, forte impacto, como interrupção de carga, restrições ao controle de tensão, variação acentuada de tensão, oscilação sistêmica. No Anexo II relacionamos também, as instalações classificadas como Estratégicas, atualizadas pelo ONS em junho de 2008 e nota ONS de encaminhamento. Submódulo 10.1 Manual de Procedimentos da Operação: Conceituação Geral Revisão 3 25/09/07 - Item 6.4 Instalações relevantes da Rede de Operação. Define objetivamente alguns critérios para classificação de uma instalação como Relevante (que engloba as Instalações Estratégicas, Usinas comandadas pelo CAG, Instalações com CAT/ECS ou SEP instalados nos Centros do ONS, bem como as instalações importantes para o processo de recomposição) e Recursos/Procedimento para a comunicação direta do Centro do ONS com a Operação da Instalação (ver detalhamento no Anexo II). Apesar de no item deste sub-módulo informar que as instalações Relevantes serão previamente definidas pelo ONS, em rotina operacional do Submódulo 10.22, em consulta à HP do ONS, no Submódulo só foi encontrada a Rotina RT-CT.BR.04 INSTALAÇÕES E EQUIPAMENTOS ESTRATÉGICOS DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Revisão 1 de 01/06/2007 que estabelece a forma de registro e controle das instalações e equipamentos do Sistema Interligado Nacional(SIN), classificados como estratégicos, conforme estabelecido pelo Submódulo 23.2 Critérios para a definição das redes do sistema interligado nacional dos Procedimentos de Rede. (ver Anexo II). Submódulo Recomposição da Rede de Operação após Perturbação Revisão 3 25/09/07 Item 6.10 A fase de recomposição fluente não se inviabiliza em função da existência de instalações desassistidas no processo A fase de recomposição fluente não se inviabiliza em função da existência de instalações desassistidas no processo. Os procedimentos de recomposição são adequados para serem executados remotamente ou automatizados localmente. Submódulo Manual de Procedimentos da Operação: Conceituação Geral Revisão 3 25/09/07 Deste Submódulo que está em fase de Aprovação pela ANEEL. (ver Tópicos de Interesse no Anexo II), destaca-se os seguintes Itens: o Item 5 Requisitos para Subestações e Usinas Desassistidas, Letra (h) Garantir que as instalações classificadas como relevantes, de acordo com os critérios definidos no submódulo 10.1, não sofram interrupção de supervisão, controle e comando nos casos de indisponibilidade ou degradação dos recursos de teleassistência. O item estabelece a necessidade de operação local para instalações caracterizadas como relevantes.

4 Letra (i) Assegurar a retomada da supervisão, controle e comando das instalações da Rede de Operação não classificadas como relevantes em tempo máximo de 20 minutos a partir da perda de sua plena condição de teleassistência. Neste item estabelece critério de tempo de teleassistência incompatível com alguns tempos de deslocamento previstos. Submódulo 2.7 Requisitos de Telessupervisão para a Operação 2.7 Revisão 3 Encaminhado para aprovação da ANEEL. Neste submódulo não é feita nenhuma referência às instalações desassistidas. O objetivo deste submódulo é basicamente atribuir responsabilidades relativas aos requisitos de telessupervisão para a operação e estabelecer os recursos que os agentes devem disponibilizar para o ONS e definir os recursos de supervisão que os agentes proprietários de equipamentos instalados em subestações existentes e de propriedade de outro agente devem fornecer aos agentes proprietários das instalações compartilhadas. 2.6 A Norma Regulamentadora NR-10 Segurança em Instalações e Serviços de Eletricidade, aprovada pela Portaria do MTE No. 598 de 7/12/2004, têm trazido repercussões significativas nas empresas de Transmissão, no tocante a composição das equipes de Operadores das Subestações, tendo em vista a questão do Trabalho Isolado, regulamentado no item , na referida Norma, transcrito a seguir: Item : Os serviços em instalações elétricas energizadas em AT, bem como aqueles executados no Sistema Elétrico de Potência - SEP, não podem ser realizados individualmente. Este é o principal problema para as concessionárias, que impede a realização de serviços por um único profissional, incluindo os serviços de operação de subestações. Este dispositivo implica novos e significativos custos, não justificáveis. O texto da Norma é muito abrangente, permitindo às interpretações diferentes quanto à quais atividades podem ser realizadas individualmente. A extensão da proibição do trabalho isolado a todos os casos, indistintamente, gera desperdícios de produtividade, sem agregar valor ao trabalho, além de eventuais custos adicionais desnecessários. Portanto não cremos que o legislador pretendesse isto da sociedade ou mesmo do trabalhador.

5 3 AÇÕES DA ANEEL COM REFLEXO NA DESASSISTÊNCIA DE SUBESTAÇÕES Revisão Tarifária com relação aos custos operacionais A ANEEL para o cálculo dos custos operacionais, para fins de revisão tarifária periódica, aprovou por meio da resolução normativa nº 257 de março de 2007, a utilização da ferramenta de benchmarking para determinação de níveis de eficientes de custos operacionais, conforme Nota Técnica nº 125/2007- SRE/ANEEL Benchmarking dos Custos Operacionais das Concessionárias de Transmissão de Energia Elétrica A revisão tarifária envolve apenas as Novas Instalações (NI s), e no seu cálculo são considerados apenas os custos operacionais marginais, com os respectivos dados de km de linhas, MVA instalados, quantidade de trafos e nº de módulos de cada Empresa. Todos os dados utilizados para a definição do benchmarking, utilizaram uma mesma base de tempo (2003 a 2005). Foram incluídas apenas as Empresas FURNAS, CTEEP, CHESF, ELETRONORTE, ELETROSUL, CEMIG, COPEL E CEEE, pois a ANEEL detectou que a inclusão de empresas de menor escala, tenderiam a provocar fortes distorções na estimativa da eficiência do grupo de empresas maiores, tendo em vista que o método aplicado deve ser empregado na comparação entre empresas razoavelmente homogêneas. Desta forma os parâmetros de eficiência estimados pelo modelo benchmarking, utilizados pela ANEEL foram normalizados de forma que o menor valor seja 80 % e o maior 100 %, obtendo-se os resultados que estão apresentados abaixo: EMPRESA PARÂMETRO DE EFICIÊNCIA COPEL 100 % CEMIG 98,52 % CEEE 94,14 % CHESF 93,91 % ELETROSUL 93,53 % FURNAS 89,53 % CTEEP 81,77 % ELETRONORTE 80 % Como podemos observar a ANEEL leva em consideração os custos operacionais marginais das Empresas, composto pelos custos de operação, manutenção e administrativos, os quais deverão ser alvo de otimização buscando atingir padrões de eficiência evidenciados pelos indicadores de Benchmarking. Assim, com relação ao tema desassistência de subestações, relacionado à revisão tarifária, na busca da eficiência devemos levar sempre em consideração a melhoria de nossos processos através do desenvolvimento tecnológico, de forma a reduzir nossos custos, em todos os processos da 5

6 Empresa, onde o processo de desassistência de subestações pode dar uma grande contribuição para o resultado da Empresa. 3.2 Fiscalizações da ANEEL De maneira geral a fiscalização da ANEEL verifica a condição da prestação de serviços adequado, satisfazendo a condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, modernidade das técnicas utilizadas, dos equipamentos da instalação e sua conservação. A fiscalização da ANEEL nas subestações da rede básica, busca uma análise dos processos operacionais, voltados para conhecimento das equipes de operação, procedimentos de recomposição das subestações, inspeções, etc., e também identificar os processos de manutenção, tais como filosofia da manutenção, programas de computação para a gestão da manutenção, procedimentos regionais e específicos das subestações. Por último realiza uma análise geral da subestação, verificando condições físicas das subestações, pátio, equipamentos, sala de relés e comandos, etc. No tocante a desassistência de subestações a ANEEL em seu manual de fiscalização tem no seu roteiro (Roteiro de Fiscalização Dimensionamento e Capacitação da Equipe de Operação), tem um item de Verificação que é Verificar critérios de desassistência de subestação adotado pela Empresa, sem, entretanto, informar maiores detalhes dos critérios especificados. Entendemos que a fiscalização da ANEEL não está preocupada com a quantidade de subestações desassistidas, e sim com a confiabilidade desta desassistência. Adicionalmente não temos informações de nenhuma constatação de anormalidade ou recomendação da ANEEL no sentido de reassistência de subestações. 3.3 Visão da questão de Desassistência nos Relatórios de Pósoperação De maneira geral não temos informação de maiores problemas. Fazendo uma consulta no SITE do ONS obtivemos o relato de 03 Ocorrências citadas nas Sínteses Gerencial da Operação do ONS, referente ao período de 2005 à 2007, através de pesquisa da Palavra Desassistida, cujos relatos estão no Anexo IV. 6

7 4 DIAGNÓSTICO DA DESASSISTÊNCIA DAS SUBESTAÇÕES Inicialmente destacamos que, de certa forma, já existe uma padronização dos pontos a serem supervisionados pelos centros de operação e subestações, pois para as Transmissoras já é exigido o estabelecido no Procedimento de Rede submódulo Entretanto as exigências do submódulo 10.19, não atendem as necessidades das transmissoras sob o ponto de vista de desassistência de subestações, acrescenta-se a estes, os pontos de telecomando a serem efetuados pelos centros de operação ou pelas subestações controladoras, pois constata-se que não existe padronização entre os Agentes de Transmissão com relação aos controles telecomandados e a logística de operação. Apresentaremos a seguir um diagnóstico da situação atual, levando em consideração a pratica das Empresas da ABRATE, relacionados a aspectos como: o Estrutura para operação do Sistema x relacionamento ONS o Estrutura Operacional das Subestações o Comando e Execução da Operação das Subestações o Recursos Tecnológicos Disponíveis no Mercado o Critérios para a Desassistência de Subestações o Impactos do Ambiente externo o Problemas relevantes que afetam a Desassistência 4.1 Estruturas para Operação do Sistema x Relacionamento com o ONS Basicamente existem 02 Tipos de Relacionamentos Operacionais com o ONS: Tipo 1 : Múltiplas Portas - O ONS mantém Relacionamento Operacional em Tempo Real com mais de 01 Equipe de Operação do Agente (COS ou CRO). Tipo 2 : Porta Única - O ONS mantém Relacionamento Operacional em Tempo Real com apenas uma Equipe de Operação do Agente (COS). Relacionamento Operacional ONS - AGENTES COSR (ONS) Tipo 1 Múltiplas Portas COS CRO-1... CRO-n 7

8 Relacionamento Operacional ONS - AGENTES COSR (ONS) Tipo 2 Porta Única COS SE Assistida (*) CRO-1 (*)... CRO-n (*) SE Controladora (*) (*) Último nível de Comando e Execução de Manobras. COS Centro de Operação do Sistema do Agente. CRO Centro Regional de Operação do Agente. SE Assistida Subestação com equipe 24 h situadas na Subestação. SE Controladora Subestação que Comanda e Executa a Operação de Outras SÉS Próximas. SE Assistida Parcialmente Subestação com equipes na Instalação em alguns Horários. SE Desassistida Subestação sem equipe localizada na Instalação. 4.2 Estrutura Operacional das Subestações A estrutura operacional leva em consideração a logística de atendimento local, e quanto à atribuição das equipes de tempo real. Apresentamos abaixo os tipos e modalidade identificados nas Empresas da ABRATE: Quanto à Assistência da Subestação: Tipo 1 : SE Assistida 24 h, onde existem Equipes Dedicadas na Subestação durantes as 24 h do dia. Tipo 2 : SE Assistida Parcialmente, onde existem Equipes Dedicadas situadas na Subestação apenas em alguns horários, principalmente no horário comercial. Tipo 3 : SE Desassistida, onde não existem Equipes Dedicadas situadas na Subestação, mas sim na SE Controladora ou SE Assistida mais próxima Quanto ao Comando e Execução da Operação da Subestação: Tipo 1 : Operação por um Centro de Operação, onde um Centro de Operação do Agente (COS ou CRO) Telecomanda e Telesupervisiona várias Subestações. 8

9 Tipo 2 : Operação por uma SE Controladora, onde a SE Controladora Telecomanda e Telesupervisiona outras Instalações, além da própria. Podendo a SE controlada ser Assistida pela Equipe Dedicada da Própria SE, ou da referida Controladora.. Tipo 3 : Operação pela própria Equipe de Operadores da SE, onde a instalação opera somente ela, podendo o Centro de Operação do Agente, executar parcialmente algumas ações de Telecomando e Telesupervisão da Instalação, em função dos recursos do Sistema Supervisório ou por Decisão estratégica da Empresa. Abaixo são apresentadas as possibilidades de arranjos entre os Centros de Operação de Sistema e Instalações praticados internamente pelas empresas de Transmissão: COS (Centro Operação do Sistema) SE Controladora CRO (Centro Regional de Operação do Sistema) SE Assistida Parcialmente SE Assistida (24 hs) SE Teleassistida SE Teleassistida SE Assistida (24 hs) SE Assistida Parcialmente SE Assistida Parcialmente SE Teleassistida SE Controladora Quanto aos Tipos de Turno de Operação: Tipo 1 : Turnos de 24 hs, onde as Equipes trabalham em Regime de Turno Ininterrupto, cumprindo Jornadas de 06 ou 08 horas, de acordo com respectivos ACT Acordo Coletivo de Trabalho. Tipo 2 : Turnos Parciais, onde as Equipes trabalham em determinados horários, sem a cobertura das 24 horas do dia, normalmente são turnos que cobrem o horário comercial e ponta de carga dos dias úteis e excepcionalmente algumas instalações em finais de semana. Tipo 3 : Horário Comercial, onde as Equipes trabalham apenas no horário comercial. Tipo 4 : Jornada de trabalho fixa, sem rodízio da equipe, atendimento 24 hs por dia. 9

10 4.2.4 Quanto aos Tipos de Atividades das Equipes Dedicadas das Subestações Tipo 1 : Operadores de Instalações Padrão Onde as equipes são formadas por profissionais que executam exclusivamente atividades de operação. Tipo 2 : Operadores de Instalações Novo Perfil Onde as equipes são formadas por profissionais que executam predominantemente atividades de operação. Tipo 3 : Mantenedores - Onde as equipes são formadas por profissionais, com formação técnica de nível médio, que executam atividades de operação e manutenção, mas prioritariamente atendem as necessidades da operação. 4.3 Recursos Tecnológicos Disponíveis no Mercado Atualmente podemos constatar que os recursos referente aos sistemas digitais de telecontrole para as empresas de transmissão, são muito diversificados e disponíveis facilmente no mercado, podendo atender a diversas necessidades, de acordo com a especificação e os requisitos mínimos definidos pelo cliente. Apresentamos a seguir alguns destes recursos que auxiliam tanto na confiabilidade da teleassistência, quanto na capacitação do pessoal de tempo real Sistemas de Controle para Centros de Operação: o Simuladores o Base de Dados EMS o Telecomandos Sistemas de Controle para Subestações: o Novas Subestações Digitalizadas o b Remotas Inteligentes o Protocolo IEC o Padronização de Alarmes o Simplificação da Arquitetura Digital Sistemas de Monitoramento de Imagem via Protocolo TCP-IP: o Rede de Comunicação Confiável o Tecnologia de Tratamento de Imagem o Uso na vigilância Patrimonial o Uso em procedimentos operativos (monitoramento chaves seccionadoras, inspeção em equipamentos, etc) Tecnologia de Chaves Motorizadas: 10

11 4.4 Critérios para a Desassistência de Subestações Destacamos abaixo alguns critérios que entendemos como necessários na fase de planejamento e execução de um programa de teleassistência a ser efetuado pelo Agente de transmissão Pontos de Análise para o Centro de Operação: o Pontos de Supervisão /Comando/ Alarmes/grupos de alarmes o O que é telecomandado (chaves, disjuntor, chaves de bloqueio, esquemas especiais, religamento, tap s, sincronismos) o Infra estrutura do Centro de Operação. o Sistema de tratamento de alarmes. o Simuladores de Treinamento Pontos de Análise para Desassistência das Subestações: o Pontos de Supervisão /Comando/ Alarmes o Logística de Instalação das subestações o Intertravamentos de chaves o Proteções de Bloqueio e/ou impeditivas o Automatismo de CA das subestações o Automatismo de Controle o Segurança Patrimonial de Subestações desassistidas o Composição das Equipes Levantamento estatístico da disponibilidade do sistema digital (comunicação, software, hardware, etc.), taxa de falha do telecomando e disponibilidade do telecontrole, ocorrências durante o período previsto de teleassistência Adequação contratual de eventual prestação de serviço de O&M com outros agentes Utilização de técnicas de priorização para classificação das subestações a serem teleassistidas, tais como técnicas de multicritérios, utilizando critérios como : contingência dupla, Curto circuito de barra, importância social, potência instalada, tempo de atendimento, corredor de recomposição, tamanho da instalação, perda de receita PV, etc. 4.5 Impactos do Ambiente Externo Além de um bom planejamento do programa de telecontrole interno, o agente de Transmissão tem ainda a necessidade de analisar o ambiente externo identificando algumas situações que não necessariamente estão sob a sua gestão. Destacamos abaixo alguns temas que requer acompanhamento: 11

12 Redução das equipes de operação de Instalações Turnover (rotatividade) de operadores Plano de incentivo a aposentadoria Redução de Custos Mudança do Perfil da Operação NR 10 : A preocupação com a implantação da NR- 10 é outro ponto relevante que leva as Empresas Transmissoras a uma necessidade de rever a sua logística de operação. Em 2005 a ABRATE criou um grupo de trabalho que efetuou um levantamento referente às excepcionalidades a serem consideras para exercer atividades individual no SEP (item na NR- 10), assim destaca-se Exemplos de atividades no SEP, no âmbito da função transmissão, que não precisariam necessariamente ser desenvolvidas de forma acompanhada, podendo ser feitas individualmente, e que deveriam ser discutidas juntos a bancada dos empregadores CPNSEE - COMISSÃO PERMANENTE NACIIONAL DE SEGURANÇA EM ENERGIA ELÉTRICA : 1. Toda atividade que se refira a inspeções visuais (ações de observação), fora das zonas de risco, seja de equipamentos, subestações ou linhas de transmissão. 2. Toda atividade que se refira a leitura de dados e grandezas (ações de observação), fora das zonas de risco, seja de equipamentos, subestações ou linhas de transmissão. 3. Toda atividade em baixa tensão (ações de toque), fora das zonas de risco, que se desenvolva em ambientes segregados de partes vivas em alta tensão (maiores que 1kVca ou 1,5kVcc) --- é o caso, por exemplo, dos trabalhos desenvolvidos em cabanas de relés, salas de comando, oficinas, laboratórios, etc. 4. Atividade específica de inspeções de termovisão ao nível de solo (ações de observação), fora das zonas de risco, por sua natureza de baixíssimo risco. 5. Toda atividade que se refira ao comando e controle, eletricamente remotos (ações de toque), fora das zonas de risco. 6. Toda atividade que se refira à check-list funcionais (ações de toque), fora das zonas de risco, por sua natureza de baixíssimo risco. 7. Toda atividade que se refira à fiscalizações ou auditorias técnico-administrativas (ações de toque), fora das zonas de risco, por sua natureza de baixíssimo risco. 8. Atividade específica de coleta de amostras de óleo ao nível do solo (ações de toque), fora das zonas de risco, por sua natureza de baixíssimo risco. 9. Atividade específica de substituição de sílica-gel ao nível do solo (ações de toque), fora das zonas de risco, por sua natureza de baixíssimo risco. Destacamos que atualmente não há uma uniformidade entre as empresas com relação ao atendimento individual. 12

13 4.5.3 Parcela Variável: A Parcela Variável associada a desassistência de subestações, deve ser levada em consideração, quando da análise e política interna da Empresa visando ações visando a teleassistência compatíveis com a regra da parcela variável Procedimento de Rede: Com relação aos procedimentos de rede destacamos as restrições e impedimentos para a otimização dos processos dos Agentes, devido a incompatibilidade entre os procedimentos de rede e a independência do agente com relação a sua logística de operação. 4.6 Problemas Relevantes que afetam a Desassistência Qualidade dos sistemas digitais dos novos empreendimentos, relacionados a fornecedores de equipamentos, períodos de garantias, pendências de obras, tecnologia dependente de ação externa Aumento dos cuidados com a Segurança patrimonial. 5. TENDÊNCIAS DA DESASSISTÊNCIA DAS SUBESTAÇÕES Para iniciarmos a discussão das tendências apresentamos a seguir alguns dados de 2003, onde a Eletrosul fez um levantamento naquele período junto as Empresas de transmissão, com relação a desassistência de suas instalações 13

14 COPEL FURNAS CHESF CEEE CEMIG CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL CELESC INCLUI SUBESTAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO TOTAL SUBES_ TAÇÕES TOTAL SE ASSISTIDA TOTAL SE ASSISTI- DA HORÁRIO COMERCIAL TOTAL SE DESAS- SISTIDA Conforme tabelas apresentadas no Anexo III, podemos verificar a condição operacional nas Empresas transmissoras atualmente. O gráfico aseguir apresenta um quadro comparativo das empresas com relação à operação tempo real de suas subestações, no ano de COPEL FURNAS CHESF CEEE CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL CEMIG TOTAL SUBES_ TAÇÕES TOTAL SE ASSISTIDA TOTAL SE ASSISTI- DA HORÁRIO COMERCIAL TOTAL SE DESAS- SISTIDA A seguir apresentamos um gráfico comparativo que apresentam a evolução de 2003 a 2008 entre as Empresas, pesquisadas, relacionado ao número total 14

15 de subestações, subestações assistida horário comercial ou por um período de carga e total de subestações desassistidas. 80,0% 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0% TOTAL SE ASSISTIDA TOTAL SE ASSISTI- DA HORÁRIO COMERCIAL TOTAL SE DESAS- SISTIDA ,2% 20,0% 8,4% ,4% 21,1% 16,5% A tabela abaixo apresenta os dados de 2008, itemizado por Empresa. EMPRESA COPEL FURNAS CHESF CEEE CEMIG CTEEP ELETRONORTE ELETROSUL TOTAL SUBES_ TAÇÕES TOTAL SE ASSISTIDA TOTAL SE ASSISTI- DA HORÁRIO COMERCIAL TOTAL SE DESAS- SISTIDA Com relação as tendências técnicas podemos verificar : Para os projetos de novas subestações, as mesmas estão sendo concebidas voltadas para o telecontrole, em praticamente todas as Empresas. Com relação ao quadro de pessoal, a manutenção de dois (2) operadores por turno nas subestações durante o período de assistência, visando atendimento da NR-10. Utilização de monitoramento de imagem em procedimentos operativos remotos. 15

16 Reavaliação do perfil do operador/mantenedor, mesclando atividades de manutenção/operação, para composição das equipes de atendimento local das subestações. Uma única estrutura de atendimento (porta única) de tempo real para atendimento aos agentes externos (ONS, outras Empresa). 6 PONTOS A SEREM APERFEIÇOADOS PARA A DESASSISTÊNCIA Destacamos a seguir pontos a serem aperfeiçoados a serem realizados entre os agentes de transmissão : Melhoria nos sistemas de monitoramento remoto de supervisão de chaves seccionadoras, tais como vídeo monitoramente. Melhoria no sistema de supervisão digital, referente a filtros de alarmes e eventos, para as equipes de tempo real, através da padronização dos alarmes e uso de ferramentas de tratamento de alarmes. Intensificar o uso de simuladores de treinamento para as equipes de tempo real. Ampliação de termos de cooperação entre agentes de transmissão, referente à operação back-up de subestações, durante perda de telecontrole. Revisão dos Procedimentos de rede relativos à desassistência de subestações, destacando que compete a Empresa de Transmissão a sua logística de operação, possibilitando desta forma maior flexibilidade operacional. Necessidade da criação de um centro back-up, com funcionalidades plenas. 7 RECOMENDAÇÕES O tema desassistência de subestações, nos proporciona verificar diversas situações encontradas atualmente junto aos Agentes Transmissores, sendo que a solução a ser adotada para as empresas, necessariamente não serão padronizadas, tendo em vista a aspectos organizacionais e culturais de cada Empresa. Dentre algumas recomendações à ABRATE destacamos : Ações Internas da ABRATE Definição de uma referência quantitativa de instalações teleassistidas, por número de operadores de Centro ou Controladora. Elaborar uma pesquisa, junto a suas associadas, para aprofundar o debate sobre a experiência da operação tempo real das instalações e o processo de desassistência das subestações. 16

17 Revisão dos critérios para Religamento sem a necessidade de inspeção local. Promover encontro do GTO para a troca de experiências, entre as Empresas com relação ao desenvolvimento tecnológico (simuladores de treinamento, aplicativos corporativos, ferramentas para uso de tempo real, sistema de tratamento de alarmes, utilização de redes de oscilografia junto a equipes de tempo real). Criar um glossário, das terminologias adotadas pela operação tempo real. Ações Externas da ABRATE Estratégia de atuação junto ao ONS e ANEEL, com relação às subestações e componentes estratégicos (submódulo 23.6) e instalações relevantes (submódulo 10.1, 10.11), referente as exigências de tempo de atendimento das SE s teleassistidas. Retomar as reuniões da força tarefa da ABRATE sobre a NR REFERÊNCIAS Contrato de Concessão das Transmissoras Contrato de Prestação de Serviços da Transmissão CPST Submódulo 23.6 Critérios para identificação das instalações e componentes estratégicos do SIN Revisão 0 25/09/07 Submódulo 10.1 Manual de Procedimentos da Operação: Conceituação Geral Revisão 3 25/09/07 Submódulo Recomposição da Rede de Operação após Perturbação Revisão 3 25/09/07 Submódulo Manual de Procedimentos da Operação: Conceituação Geral Revisão 3 25/09/07 Submódulo 2.7 Requisitos de Telessupervisão para a Operação 2.7 Revisão 3 Manual de Fiscalização da Transmissão 2004 SFE/ANEEL Nota Técnica nº 125/2007-SRE/ANEEL Benchmarking dos Custos Operacionais das Concessionárias de Transmissão de Energia Elétrica 17

18 ANEXO I PRINCIPAIS TÓPICOS DA REGULAMENTAÇÃO ATUALMENTE EXISTENTE NO SETOR ELÉTRICO NOS CONTRATOS DE CONCESSÃO E CPST ANEXO I Contrato de Concessão e CPST(Tópicos de Interesse) Do Contrato de Concessão CLÁUSULA TERCEIRA - CONDIÇÕES DE PRESTAÇÃO DO SERVIÇO Na prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO referido neste CONTRATO a TRANSMISSORA terá liberdade na direção de seus negócios, investimentos, pessoal, material e tecnologia, observados termos deste 18

19 CONTRATO, a legislação específica, as normas regulamentares e as instruções e determinações do PODER CONCEDENTE e da ANEEL. Primeira Subcláusula - A TRANSMISSORA, na prestação do serviço, compromete-se a empregar materiais, equipamentos de qualidade e a manter instalações e métodos operativos adequados que garantam bons níveis de regularidade, eficiência, segurança, atualidade, cortesia, modicidade das tarifas, integração social e preservação do meio ambiente, que para maior clareza ficam conceituados a seguir: I - regularidade - caracterizada pela prestação continuada do serviço com estrita observância do disposto nos PROCEDIMENTOS DE REDE e de não interrupção do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, conforme pactuado neste CONTRATO e no CPST; II - eficiência - caracterizada pela consecução e preservação dos parâmetros constantes deste CONTRATO com o mínimo custo e pelo estrito atendimento do usuário do serviço nos prazos previstos na regulamentação específica; III - segurança: caracterizada pelos mecanismos que a TRANSMISSORA adotar para preservação e guarda das suas instalações e para proteção do funcionamento dos sistemas operacionais, inclusive contra terceiros; IV - atualidade: compreende a modernidade das técnicas, do equipamento e das instalações utilizadas e a sua conservação, bem como a melhoria do serviço;.... VI - modicidade das tarifas: caracterizada pelo processo licitatório competitivo bem como pelo esforço permanente da TRANSMISSORA em reduzir os custos, criando condições para a redução das tarifas quando dos reajustes e revisões;.... Segunda Subcláusula O GANHO DE EFICIÊNCIA EMPRESARIAL será destinado a contribuir para a modicidade das tarifas do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, a qual será considerada nas revisões de que trata a Cláusula Sétima deste CONTRATO..... ANEXO I Contrato de Concessão e CPST (Tópicos de Interesse) CLÁUSULA QUARTA - OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA Será de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO de acordo com regras e critérios estabelecidos pela ANEEL, sendo de sua competência captar, aplicar e gerir os recursos financeiros necessários à adequada prestação do serviço regulado neste CONTRATO. 19

20 Primeira Subcláusula - Na prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, a TRANSMISSORA observará os PROCEDIMENTOS DE REDE, bem como as cláusulas estabelecidas no CPST, celebrado com o ONS, contendo as condições técnicas e comerciais para disponibilizar as suas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO para a operação interligada..... Sexta Subcláusula - A operação e a manutenção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO objeto deste CONTRATO serão de exclusiva responsabilidade da TRANSMISSORA, que se submeterá à regulamentação específica estabelecida pela ANEEL e às regras operacionais estabelecidas pelos PROCEDIMENTOS DE REDE, bem como às condições constantes deste CONTRATO e do CPST.....; Décima Segunda Subcláusula - São, ainda, obrigações e encargos da TRANSMISSORA: I - Com o PODER CONCEDENTE: a - organizar e manter atualizado o registro e inventário dos bens vinculados à concessão, nos termos estabelecidos pela regulamentação específica expedida pela ANEEL, bem como zelar pela integridade e segurança das suas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO;....; II - Com a qualidade do serviço concedido:....; c - manter seus empregados bem treinados e atualizados, de modo a assegurar, permanentemente, a melhoria da qualidade e eficiência na prestação do serviço concedido; d - operar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de acordo com o MANUAL DE PROCEDIMENTO DE OPERAÇÃO e demais instruções dos PROCEDIMENTOS DE REDE, com as regras vigentes e com as que vierem a ser emanadas da ANEEL ou ONS, devendo acatar e aplicar quaisquer novas resoluções, determinações, recomendações e instruções que vierem disciplinar o SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO;....; g - atender os indicadores de desempenho estabelecidos nos PROCEDIMENTOS DE REDE; ANEXO I - Contrato de Concessão e CPST(Tópicos de Interesse) CLÁUSULA QUINTA - PRERROGATIVAS DA TRANSMISSORA Na condição de delegada do PODER CONCEDENTE, a TRANSMISSORA usufruirá, no exercício da prestação do serviço público que lhe é conferido, dentre outras, das seguintes prerrogativas: 20

21 I - liberdade na condução de seus negócios, no gerenciamento dos recursos humanos e na escolha e utilização de tecnologia adequada ao serviço concedido;....; Sétima Subcláusula São de competência da TRANSMISSORA as ações de comando de operação, constituídas de acionamentos locais, remotos ou por telecomando, nos equipamentos de manobra ou dispositivos de controle, pertencentes às suas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, sendo a TRANSMISSORA, responsável por todas as conseqüências que delas decorrerem. Do Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão CPST....; CONSIDERANDO QUE: C. A operação e a manutenção das instalações e equipamentos de transmissão relacionados nos Anexos deste CONTRATO, necessários à prestação dos SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO são de responsabilidade da TRANSMISSORA;....; T Í T U L O IV DA PRESTAÇÃO DOS SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO CAPÍTULO I - EXIGÊNCIAS OPERACIONAIS Cláusula 11ª A TRANSMISSORA operará, manterá e tornará disponíveis as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, necessárias ao cumprimento do presente CONTRATO, de acordo com os procedimentos e padrões especificados nos PROCEDIMENTOS DE REDE. Parágrafo 1º A TRANSMISSORA disponibilizará ao ONS, até 120 (cento e vinte) dias antes da entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL, a relação das capacidades operativas das instalações e equipamentos objeto deste CONTRATO, que integrarão os Anexos I e II do mesmo. Parágrafo 2º O ONS a partir dos resultados dos seus estudos poderá identificar a necessidade de elevação das capacidades operativas das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, que serão tratadas conforme disposto na Cláusula 18ª. ANEXO I Contrato de Concessão e CPST Parágrafo 3º A relação referida no Parágrafo 1º deverá ser atualizada quando necessário e submetida ao ONS, que poderá solicitar à TRANSMISSORA a qualquer tempo, acesso a toda a documentação técnica relativa às referidas instalações e equipamentos. 21

22 Parágrafo 4º A TRANSMISSORA só poderá desenergizar as instalações e equipamentos objeto deste CONTRATO com autorização do ONS, exceto nos casos de emergência previstos nos PROCEDIMENTOS DE REDE. Além dos casos de emergência citados, a TRANSMISSORA poderá desenergizar, a qualquer tempo, as instalações que estejam sujeitando a riscos a segurança da própria instalação, do sistema ou de terceiros. Nestas situações, o ONS a seu juízo, poderá efetuar perícia técnica na TRANSMISSORA para avaliação das ações adotadas pela mesma. Parágrafo 5º A TRANSMISSORA comunicará, o mais breve possível, a situação de emergência ao ONS. Parágrafo 6º O ONS deverá instruir a operação dos equipamentos da TRANSMISSORA respeitando as capacidades operativas informadas pela mesma conforme descrito no Parágrafo 1º desta Cláusula. Excepcionalmente, quando as condições do sistema o exigirem, os equipamentos poderão ser operados dentro das SOBRECARGAS, definidas nas Instruções de Operação contidas no MANUAL DE PROCEDIMENTOS DE OPERAÇÃO - MPO, integrantes dos PROCEDIMENTOS DE REDE. Cláusula 12ª Fica assegurada ao ONS a exclusividade pelo controle da operação das INSTALAÇÕES DA REDE BÁSICA, de propriedade da TRANSMISSORA, relacionadas nos Anexos I e II e eventuais aditivos de acordo com os PROCEDIMENTOS DE REDE.....; CAPÍTULO IV - MANUTENÇÃO DAS INSTALAÇÕES Cláusula 16ª É de responsabilidade da TRANSMISSORA a manutenção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO que são objeto deste CONTRATO, de tal forma a garantir a maior disponibilidade das mesmas, fornecendo ao ONS as informações necessárias, definidas nos PROCEDIMENTOS DE REDE, de modo a possibilitar ao mesmo o desenvolvimento de suas ações de coordenação, supervisão e controle da operação.....; 22

23 ANEXO II SUB-MÓDULOS DOS PROCEDIMENTOS DE REDE COM REBATIMENTOS NA QUESTÃO DA DESASSISTÊNCIA DE INSTALAÇÕES DA TRANSMISSÃO ANEXO II - Dos Procedimentos de Rede (Tópicos de Interesse) Submódulo 23.6 CRITÉRIOS PARA IDENTIFICAÇÃO DAS INSTALAÇÕES E COMPONENTES ESTRATÉGICOS DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Revisão 0 25/09/07. 23

24 4. RESPONSABILIDADES 4.2 Dos agentes (a) Participar das análises para a revisão da relação de instalações e componentes estratégicos. (b) Realizar os estudos específicos para os equipamentos sob sua responsabilidade e disponibilizar os resultados para o ONS. 5 CRITÉRIOS PARA A IDENTIFICAÇÃO DAS INSTALAÇÕES E COMPONENTES ESTRATÉGICOS 5.1 Considerações básicas Deve ser dado, portanto, tratamento especial entendido como acompanhamento diferenciado de manutenção e cuidados especiais na operação para instalações e componentes denominados estratégicos, cujos desligamentos intempestivos ou indisponibilidades provoquem, no desempenho de uma área da rede de operação, forte impacto, como interrupção de carga, restrições ao controle de tensão, variação acentuada de tensão, oscilação sistêmica. 5.2 Critérios para identificação das instalações e componentes estratégicos São considerados instalações e componentes estratégicos do SIN aqueles que atenderem a pelo menos um dos critérios descritos a seguir: (a) o desligamento intempestivo da instalação ou de parte dela é causa de interrupção significativa de carga numa região geográfica, unidade da federação, capital ou grande pólo industrial; (b) a instalação ou o componente faz parte de corredores de recomposição fluente descritos em instruções de operação que possam impedir ou retardar o restabelecimento de cargas em uma região geográfica, unidade da federação, capital ou grande pólo industrial; (c) o desligamento intempestivo da instalação ou de parte dela é causa de instabilidade de potência, freqüência ou tensão numa região geográfica (Norte, Nordeste, Sul, Sudeste e Centro-Oeste); e (d) a indisponibilidade da instalação ou de parte dela é causa de restrição nas transferências energéticas e coloca em risco o atendimento de uma região geográfica, unidade da federação ou capital ou compromete o processo de otimização energética do SIN. ANEXO II: Submódulo

25 "Ivan Ferreira Verboonen" rg.br> 24/06/ :49 Para cc Assunto Agentes de Transmissão e Geração Relação das Instalações estratégicas válidas para o ano 2008 Prezados representantes dos Agentes de Geração e Transmissão 1. Conforme estabelecido nos Procedimentos de Rede, submódulo Critérios para identificação das instalações e componentes estratégicos do Sistema Interligado Nacional e submódulo Acompanhamento de manutenção de equipamentos e linhas de transmissão, cabe ao ONS revisar, manter atualizada e disponibilizar anualmente a relação das instalações e equipamentos considerados estratégicos para a ANEEL e para os Agentes legalmente responsáveis pelos equipamentos e linhas de transmissão perante a ANEEL. A revisão anual é efetuada a partir de estudos elétricos e energéticos, com base nos critérios estabelecidos (apresentados no item 2 deste ). 2. Lembramos que para uma instalação do Sistema Interligado Nacional ser classificada como estratégica deve atender a pelo menos um dos critérios descritos a seguir: (a) O desligamento intempestivo da instalação ou de parte dela é causa de interrupção significativa de carga numa região geográfica, unidade da federação, capital ou grande pólo industrial; (b) A instalação ou o componente faz parte de corredores de recomposição fluente (descritos em instruções de operação) que possam impedir ou retardar o restabelecimento de cargas em uma região geográfica, unidade da federação, capital ou grande pólo industrial; (c) O desligamento intempestivo da instalação ou de parte dela é causa de instabilidade de potência, freqüência ou tensão numa região geográfica (Norte, Nordeste, Sul, Sudeste e Centro- Oeste); e (d) A indisponibilidade da instalação ou de parte dela é causa de restrição nas transferências energéticas e coloca em risco o atendimento de uma região geográfica, unidade da federação ou capital ou compromete o processo de otimização energética do SIN. 3. As instalações classificadas como estratégicas, atualizadas pelo ONS em junho de 2008 estamos disponibilizando a seguir: Observação: Constatamos que não houve alteração na relação das instalações classificadas como estratégicas no ano de 2008 quando comparado com o ano de 2007, porém estaremos fazendo a análise dos equipamentos classificados como estratégicos dessas instalações. 4. Baseado na relação de instalações classificadas como estratégicas (apresentada no item 3 deste ) e atendendo ao estabelecido no item 7.3 do submódulo 16.2 dos Procedimentos de Rede, o Sistema de Acompanhamento de Manutenção - SAM, no período de 01 de agosto a 30 de novembro de 2008 estará disponibilizando para os Agentes que possuirem pelo menos um equipamento ou linha de transmissão classificada como estratégica, um link com a sua listagem, devendo cada Agente analisar as atividades mínimas de manutenção (AMM) já cadastradas e fazer os ajustes julgados pertinentes. Caso existam equipamentos novos classificados como estratégicos, o Agente deverá cadastrar as atividades mínimas de manutenção que a sua área de engenharia julgue pertinente. Observação: Próximo ao final de julho de 2008 estaremos passando para os Agentes legalmente responsáveis pelos equipamentos e linhas de transmissão perante a ANEEL informações e orientações que auxiliarão na execução desasa atividade. 4. Permanecemos a disposição para eventuais esclarecimentos adicionais. Atenciosamente Engº Ivan Verboonen Operador Nacional do Sistema Elétrico NOS / Controladoria de Operação e Manutenção ANEXO II: Submódulo

26 Relação das Instalações Classificadas como Estratégicas Regiões Sul / Sudeste / Centro Oeste atualizadas pelo ONS em Junho/2008 ALTO IMPACTO SISTÊMICO Repercussão Regional Foz do Iguaçu 60Hz Ivaiporã FCE Itaberá Tijuco Preto Itaipu 60Hz Itaipu 50Hz Foz do Iguaçu 50Hz Ibiúna Areia Ivaiporã ESUL Salto Santiago Serra da Mesa Samambaia São Simão Água Vermelha Araraquara Assis Cachoeira Paulista Marimbondo Itumbiara Jaguara Emborcação Ilha Solteira Jupiá Bauru MÉDIO IMPACTO SISTÊMICO Repercussão em Estados Gravataí Itá Caxias Campos Novos Adrianópolis BAIXO IMPACTO SISTÊMICO Repercussão Repercussão em Capitais em Pólos Embuguaçu Mogi Mirim Santo Ângelo Bom Jardim Cabreúva Santa Bárbara Curitiba D Oeste Blumenau Joinville Palhoça Porto Alegre 6 Umbará Xanxerê Campo Comprido Mesquita Bateias Ipatinga Cidade Industrial Poços de Caldas Interlagos Bandeirantes (CTEEP) Baixada Santista Sul Xavantes (CTEEP) Brasília Sul Brasília Geral Bandeirantes (FCE) Neves Bom Despacho Grajaú São José Campos Vitória Macaé Merchant Coxipó Rondonópolis Ribeirãozinho Cuiabá Barra do Peixe Regiões Norte / Nordeste atualizadas pelo ONS em junho de 2008 ALTO IMPACTO SISTÊMICO Repercussão Regional MÉDIO IMPACTO SISTÊMICO Repercussão em Estados BAIXO IMPACTO SISTÊMICO Repercussão Repercussão em Capitais em Pólos Tucuruí I Tucuruí II Marabá Imperatriz Paulo Afonso IV Presidente Dutra Xingó Luiz Gonzaga Sobradinho Vila do Conde São Luís II Camaçari II Angelim II Recife II Campina Grande II Fortaleza II Olindina Fortaleza Natal II Mussuré II Goianinha Teresina Rio Largo Maceió Messias Jardim Mirueira Bongi Delmiro Gouveia Matatu Pituaçu Pici II Joairam São Luís I Guamá Utinga Pirapama II Cotegipe Catu Jacaracanga ANEXO II: Submódulo 10.1(Tópicos de Interesse) 26

27 Submódulo 10.1 Manual de Procedimentos da Operação: Conceituação Geral Revisão 3 25/09/07 - Item 6.4 Instalações relevantes da Rede de Operação. 4. RESPONSABILIDADES GERAIS 4.2 Dos agentes da operação (f) Disponibilizar serviços de comunicação de voz conforme estabelecido no Módulo 13: (iii) entre os centros de operação do ONS e instalações relevantes, definidas no subitem 6.4 deste submódulo, e indicadas pelo ONS, observados os critérios de segurança e economicidade, sendo esta indicação devidamente justificada pelo ONS. 6.4 Instalações relevantes da rede de operação São as instalações previamente definidas pelo ONS, em rotina operacional do Submódulo devido a sua importância para a segurança da operação do SIN, dentre as quais se incluem: (a) usinas comandadas pelo CAG; (b) instalações estratégicas ou instalações que possuam componentes estratégicos assim classificados conforme critérios do Submódulo 23.6 Critérios para definição das instalações e componentes estratégicos do Sistema Interligado Nacional ; (c) instalações importantes para o processo de recomposição; (d) instalações com equipamentos comandados pelo Controle Automático de Tensão CAT ou por Esquemas de Controle de Segurança ECS ou SEP instalados em centros de operação do ONS. 9 PRINCÍPIOS BÁSICOS DE ATUAÇÃO DO ONS E DOS AGENTES DA OPERAÇÃO 9.1 Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS O relacionamento dos centros de operação do ONS com os agentes da operação se dá através de centros de operação desses agentes ou dos órgãos por eles designados. Entretanto, os operadores dos centros de operação do ONS podem se relacionar em tempo real diretamente com os executores diretos da operação das instalações nas seguintes situações: (a) quando o executor da operação é o órgão designado pelo agente para relacionamento tempo real com o centro de operação do ONS; ou (b) quando tratar-se de instalação relevante indicada pelo ONS para dispor de comunicação direta com o centro do ONS com o qual se relaciona, observados os critérios de segurança e economicidade, sendo esta indicação devidamente justificada pelo ONS. ANEXO II: RT-CT.BR.04 (Tópicos de Interesse) 27

28 RT-CT.BR.04 INSTALAÇÕES E EQUIPAMENTOS ESTRATÉGICOS DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Revisão 01 de 01/06/2007 CONCEITOS. Instalação Estratégica: usina, subestação ou linha de transmissão pertencente ao SIN cujo desligamento intempestivo ou indisponibilidade provoque forte impacto no desempenho de uma Área Elétrica (como definido pela RO-MP.BR.01 - Organização e Numeração dos Documentos do Manual de Procedimentos da Operação), da rede de operação. CONSIDERAÇÕES GERAIS. Instalações e equipamentos classificados como estratégicos são aqueles cujos desligamentos intempestivos ou indisponibilidades provocam, no desempenho de uma área da rede de operação, forte impacto, como interrupção de carga, restrições ao controle de tensão, variação acentuada de tensão, freqüência ou oscilação sistêmica entre áreas de controle. Essas instalações e equipamentos devem ter tratamento especial, entendido como acompanhamento diferenciado de manutenção e cuidados especiais na operação. Instalações e equipamentos classificados como estratégicos são objeto de análises específicas que levam em conta a topologia da rede, o arranjo físico das instalações, as condições das proteções e dos sistemas especiais de proteção e a estatística de desligamento dos equipamentos. No foco da manutenção, esses equipamentos e linhas de transmissão tem suas atividades mínimas de manutenção (aquelas que definem o momento de uma intervenção) cadastradas e os seus planos de contingência (reservas de transformadores, reatores e componentes de linhas de transmissão) disponibilizados no Sistema de Acompanhamento de Manutenção - SAM. Instalações do SIN classificadas como estratégicas são aquelas que atendem a pelo menos um dos critérios descritos a seguir: O desligamento intempestivo da instalação ou de parte dela causa interrupção de carga superior a 30% numa área elétrica ou superior a 70%, em uma unidade da federação. O desligamento intempestivo da instalação ou de parte dela provoca restrição nas transferências energéticas entre regiões eletrogeográficas, num montante superior a 50%; O desligamento intempestivo da instalação ou de parte dela provoca instabilidade sistêmica de potência, freqüência ou tensão numa região eletrogeográfica (Norte, Nordeste, Sul, ou Sudeste/Centro-Oeste). A instalação faz parte de corredores ou de áreas de recomposição fluente descritos em instruções de operação pertencentes à rede básica ou de usinas submetidas ao despacho centralizado, e a sua indisponibilidade total ou parcial pode impedir ou retardar o restabelecimento de carga da mesma ordem dos limites mencionados nos itens e ANEXO II: RT-CT.BR.04 (Tópicos de Interesse) 28