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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica nº 0236/2013-SFE/ANEEL

Em 12 de dezembro de 2013.

Processo: 48500.006738/2013-07

Assunto: Proposta de regulamentação do Plano Mínimo de Manutenção e do monitoramento da manutenção de instalações de transmissão.

I - DO OBJETIVO 1. A presente Nota Técnica objetiva apresentar a proposta de regulamentação do Plano Mínimo de Manutenção e do monitoramento da manutenção de instalações de transmissão. II - DOS FATOS 2. A Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em seu art. 6º, estabelece que toda concessão de serviço público pressupõe a prestação do serviço adequado e a conservação das instalações concedidas. Ainda a Lei nº 8.987/1995, em seu art. 29, estabelece como encargos do Poder Concedente a regulamentação do serviço concedido, a fiscalização permanentemente da sua prestação e a responsabilidade por zelar pela boa qualidade do serviço. A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, instituiu a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, com a finalidade de regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica.

3. Desde modo, cabe à ANEEL fiscalizar a manutenção dos ativos de transmissão, de modo a assegurar a conservação das instalações concedidas e a adequada prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica. Nesse sentido, a Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE realizou estudo sobre a manutenção de instalações de transmissão no setor elétrico brasileiro, que culminou na proposta apresentada nesta Nota Técnica.

4. O trabalho teve início com a solicitação dos planos de manutenção das transmissoras, por meio do Ofício Circular nº 0020/2013-SFE/ANEEL, de 18 de julho de 2013. Foram solicitados os planos de manutenção das empresas CEEE-GT, Celg G&T, Cemig GT, Chesf, Copel GT, Cteep, Eletronorte, Eletrosul, Furnas, State Grid e Taesa. Em reposta ao Ofício Circular nº 0020/2013-SFE/ANEEL, as transmissoras enviaram os planos de manutenção por meio das cartas relacionadas no Quadro 1.

Fl. 2 da Nota Técnica nº 0236/2013–SFE/ANEEL, de 12/12/2013.


Quadro 1 - Cartas de encaminhamento dos planos de manutenção em resposta ao Ofício Circular nº 020/2013-SFE/ANEEL.

Transmissora Número da Carta Data de Protocolo Número do Protocolo

Araraquara* ARARAQUARA/OM/031/13 12/08/2013 48513.027949/2013-00 Catxerê* CATXERE/OM/029/13 12/08/2013 48513.027929/2013-00 Ceee GT GAB/DIR/GSS-070/2013 13/08/2013 48513.028099/2013-00 Celg GT GT-000104/13-GT 13/08/2013 48513.028045/2013-00 Cemig GT MT/CT-0378A/2013 09/08/2013 48513.027825/2013-00 Chesf CE-PR-270/2013 14/08/2013 48513.028404/2013-00 Copel GT DRPC-GeT-C/157/2013 09/08/2013 48513.027603/2013-00 Cteep CT/PJ/2525/2013 09/08/2013 48513.027907/2013-00 Eletronorte PRI 033 09/08/2013 48513.027912/2013-00 Eletrosul CE DO-0067/2013 13/08/2013 48513.028129/2013-00 ETEE* ETEE/OM/022/13 12/08/2013 48513.027616/2013-00 ETIM* ETIM/OM/007/13 12/08/2013 48513.027930/2013-00 Furnas DP.E.283.2013 13/08/2013 48513.028350/2013-00 Iracema* IRACEMA/OM/030/13 12/08/2013 48513.027950/2013-00 Itatim* ITATIM/OM/033/13 12/08/2013 48513.027931/2013-00 Itumbiara* ITE/OM/029/13 12/08/2013 48513.027611/2013-00 PCTE* PCTE/OM/015/13 12/08/2013 48513.027613/2013-00 PPTE* PPTE/OM/027/13 12/08/2013 48513.027934/2013-00 RPTE* RPTE/OM/018/13 12/08/2013 48513.027614/2013-00 SMTE* SMTE/OM/30/13 12/08/2013 48513.027612/2013-00 SPTE* SPTE/OM/024/13 12/08/2013 48513.027615/2013-00 Taesa 274/13 12/08/2013 48513.028199/2013-00 * Concessões pertencentes ao grupo State Grid.

5. Mediante o Ofício Circular nº 0019/2013-SFE/ANEEL, de 18 de julho de 2013, a ANEEL consultou os fabricantes de equipamentos de transmissão sobre a possibilidade de visita técnica para discutir aspectos relacionados à manutenção.

6. Em 24 de julho de 2013, a SFE realizou reunião técnica com o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, no Escritório Central do Operador no Rio de Janeiro, a fim de conhecer o Sistema de Acompanhamento da Manutenção – SAM e analisar a viabilidade da sua utilização como ferramenta de monitoramento da execução da manutenção pela ANEEL.

7. Por meio do Ofício nº 0386/2013-SFE/ANEEL, de 26 de julho de 2013, a SFE solicitou ao ONS dados cadastrados no SAM, relativos aos planos de manutenção dos equipamentos das instalações estratégicas das transmissoras.

8. Em 1º de agosto de 2013, a SFE esteve em visita técnica na Eletrosul para conhecer o sistema de monitoramento de equipamentos de transmissão implantado nessa empresa.

9. Por meio do Ofício nº 0446/2013-SFE/ANEEL, de 6 de setembro de 2013, a SFE solicitou informações adicionais acerca dos planos de manutenção da Chesf, obtendo resposta por meio da Carta CE-PR-322/2013, de 13 de setembro de 2013.



10. Mediante do Ofício nº 0447/2013-SFE/ANEEL, de 6 de setembro de 2013, a SFE solicitou informações adicionais acerca dos planos de manutenção da Cteep, tendo obtido resposta por meio da carta CT/PJ/2923/2013, de 13 de setembro de 2013.

11. Entre 30 de setembro de 2013 e 4 de novembro de 2013, a SFE esteve em visitas técnicas nas fábricas de equipamentos de transmissão da ABB, Alstom e Weg. Nas visitas foram conhecidos os detalhes construtivos dos equipamentos e discutidos aspectos relacionados à manutenção com especialistas dessas empresas. 12. Em 31 de outubro de 2013, a SFE realizou reunião técnica com o ONS para apresentar a proposta de utilização do SAM como ferramenta de monitoramento da execução das atividades de manutenção dos planos de manutenção das instalações de transmissão. 13. Com base nas informações coletadas, a SFE realizou estudo técnico que culminou na proposta apresentada a seguir, com o intuito de balizar as ações de fiscalização e monitoramento da execução da manutenção, estabelecendo requisitos mínimos para a manutenção das instalações de transmissão. III - DA ANÁLISE 14. As concessionárias do serviço público de transmissão de energia elétrica têm como obrigação legal a prestação do serviço adequado, que satisfaça as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas. A atualidade, segundo define a Lei nº 8.987/1995, compreende a modernidade das técnicas, dos equipamentos e das instalações e a sua conservação.

15. Também compõe as condições de prestação do serviço, estabelecidas nos contratos de concessão, a liberdade da transmissora na direção de seus negócios, nos investimentos e na gestão de pessoal, material e tecnologia, observadas as obrigações contratuais, a legislação específica, as normas regulamentares, as instruções e as determinações do Poder Concedente e da ANEEL.

16. Dessa forma, a gestão da manutenção dos equipamentos e linhas de transmissão é de responsabilidade das transmissoras, as quais têm a liberdade e o dever de utilizar técnicas modernas e adotar boas práticas de engenharia que garantam a conservação das instalações de transmissão concedidas. De outro modo, cabe a ANEEL fiscalizar o cumprimento das obrigações legais e contratuais atinentes à conservação dos ativos concedidos e garantir que as transmissoras adotem as práticas de manutenção adequadas à preservação das instalações de transmissão.

17. A verificação do estado de conservação dos ativos de transmissão e a fiscalização da execução dos planos de manutenção das transmissoras faz parte das atividades que compõem as fiscalizações técnicas de Operação e Manutenção – O&M, realizadas periodicamente nas instalações de transmissão. Esse tipo de fiscalização faz parte do programa regular de fiscalizações da SFE e é realizada por meio de visita a campo, onde se busca avaliar o cumprimento dos planos de manutenção adotados por cada concessionária, identificar eventuais anomalias nos equipamentos que compõem as subestações e linhas de transmissão, bem como recomendar ou determinar melhorias nas instalações e ações para sanar pontos que estejam prejudicando ou possam vir a prejudicar a qualidade dos serviços.



18. Entretanto, a efetividade da fiscalização depende da qualidade dos planos de manutenção e dos critérios adotados por cada concessionária. Além disso, nas vistorias às instalações nem sempre é possível identificar condutas inadequadas antes da caracterização de um problema de conservação ou manutenção.

19. Assim, no intuito de uma fiscalização mais efetiva e proativa, propõe-se uma metodologia de monitoramento e fiscalização remota da manutenção de instalações de transmissão, que possibilite o monitoramento contínuo da execução dos planos de manutenção das transmissoras, a fim de prevenir condutas inadequadas.

20. O monitoramento da execução dos planos de manutenção e a fiscalização remota da manutenção dos equipamentos e linhas de transmissão não têm por objetivo substituir as fiscalizações em campo. Ao contrário, são ações de caráter complementar. O monitoramento tem aspecto preventivo, servindo de subsídio às fiscalizações remotas e ao planejamento das fiscalizações de campo, sendo estas de fundamental importância para a verificação da conservação dos equipamentos e das linhas de transmissão das transmissoras.

21. Além da fiscalização técnica de O&M, realizada pela ANEEL, o acompanhamento da manutenção também é realizado pelo ONS, através de indicadores de desempenho, conforme definido no Módulo 16 – Acompanhamento da Manutenção – dos Procedimentos de Rede. Entre as atribuições do ONS está a verificação da execução das atividades mínimas de manutenção dos equipamentos e linhas de transmissão, classificados como estratégicos, integrantes da Rede Básica.

22. O Módulo 16 define como responsabilidade das transmissoras a atualização anual dos dados e periodicidades das atividades mínimas de manutenção através do Sistema de Acompanhamento da Manutenção – SAM que servem de insumo para o acompanhamento do ONS. Entretanto, esse acompanhamento ocorre de modo sistemático apenas para os equipamentos e linhas de transmissão classificados pelo ONS como estratégicos, enquanto que para os demais equipamentos e linhas de transmissão da Rede Básica o acompanhamento ocorre somente por demanda.

23. Além disso, os Procedimentos de Rede atribuem como responsabilidade das transmissoras o cadastro das atividades mínimas de manutenção, sem, contudo, definir que conjunto de atividades é considerado como mínimo aceitável. Assim, cada transmissora baseada no conhecimento e experiência de sua área de engenharia define as atividades mínimas de manutenção de seus equipamentos e linhas de transmissão, cabendo ao ONS acompanhar a realização dessas atividades cadastradas no SAM, sem juízo de valor quanto à qualidade do plano de manutenção apresentado.

24. Outro ponto relevante é que segundo os Procedimentos de Rede, a transmissora só precisa informar através do Sistema de Gestão de Intervenções – SGI aquelas intervenções que coloquem em risco o SIN, o próprio equipamento ou linha de transmissão ou pessoas e isto pode resultar em indicadores de execução da manutenção distorcidos. Eventos preditivos (termovisão, inspeção, entre outros) não são confirmados quando de suas realizações, uma vez que não são cadastrados no SGI e assim não são apurados.

25. Finalmente, uma transmissora que cadastre um plano de atividades mínimas de manutenção considerado inadequado para o bom desempenho do equipamento ou linha de transmissão,



mas que realize todo o plano cadastrado terá um bom indicador de execução da manutenção, enquanto outra transmissora que cadastre um plano mais robusto, mas que não consiga executá-lo na totalidade parecerá ter sido menos eficiente na sua manutenção, mesmo que efetivamente tenha realizado mais atividades de manutenção do que o primeiro.

26. Diante do exposto, a proposta de monitoramento da execução da manutenção das instalações de transmissão consiste na utilização do SAM como ferramenta de acompanhamento também pela ANEEL, mas com duas modificações importantes na rotina atualmente estabelecida nos Procedimentos de Rede: (i) a extensão do acompanhamento sistemático aos equipamentos da Rede Básica não classificados como estratégicos e (ii) a regulamentação de um Plano Mínimo de Manutenção para os equipamentos e linhas de transmissão.

27. O Plano Mínimo de Manutenção define as atividades mínimas e suas periodicidades aceitáveis para os equipamentos e linhas de transmissão de Rede Básica e encontra-se detalhado no Anexo desta Nota Técnica.

28. Uma vez definido o Plano Mínimo de Manutenção pela ANEEL, a transmissora deverá cadastrar no SAM seu plano de manutenção, respeitando as atividades mínimas e as periodicidades regulamentadas, conforme ilustrado na Figura 1.

Figura 1 – Validação do plano de manutenção da transmissora com base no Plano Mínimo de Manutenção.

29. A partir dos planos de manutenção cadastrados e validados com base no Plano Mínimo de Manutenção, o ONS acompanhará a execução da manutenção, alertando às transmissoras e à ANEEL dos desvios durante a sua execução, como mostra a Figura 2. 30. A regulamentação do Plano Mínimo de Manutenção consolidará uma referência mínima para a avaliação dos planos de manutenção das transmissoras, dotando a fiscalização de parâmetros que possibilitem o acompanhamento da execução da manutenção, a comparação entre os agentes e a identificação de condutas inadequadas.



31. Além disso, o Plano Mínimo de Manutenção permitirá a consolidação de indicadores com origem em uma base comum de atividades mínimas, representando com maior precisão o desempenho das transmissoras sob o aspecto da manutenção.

Figura 2 - Acompanhamento da execução dos planos de manutenção, com a emissão de alertas automáticos para

as transmissoras e para a ANEEL. 32. É importante destacar que a existência do Plano Mínimo de Manutenção não exime a transmissora da responsabilidade pela gestão da manutenção, cabendo a essa a adoção de boas práticas de engenharia no planejamento e na execução da manutenção de seus ativos. Em outras palavras, o Plano Mínimo de Manutenção não deve ser adotado pela transmissora em substituição ao plano definido pela sua engenharia de manutenção. De outro modo, o Plano Mínimo de Manutenção estabelece apenas uma referência para o mínimo aceitável pelo Regulador.

33. Desta forma, o argumento da execução do Plano Mínimo de Manutenção não será aceito como justificativa para a má qualidade da manutenção e nem como atenuante em caso de sinistro ou de não conformidades apontadas pela ANEEL em suas fiscalizações técnicas de O&M. Plano Mínimo de Manutenção 34. O Plano Mínimo de Manutenção proposto consta em anexo e foi definido com base em um estudo comparativo dos planos de manutenção de transmissoras do setor elétrico brasileiro e em literatura sobre o tema. 35. O estudo comparativo considerou os planos de manutenção de onze empresas: CEEE-GT, Celg G&T, Cemig GT, Chesf, Copel GT, Cteep, Eletronorte, Eletrosul, Furnas, State Grid e Taesa, as quais detêm mais de 85% dos ativos de transmissão da Rede Básica.



36. Para a realização da análise comparativa a SFE teve apoio da empresa de consultoria Spektro Engenharia Elétrica Ltda. A metodologia adotada no estudo comparativo realizado pela consultoria consistiu em:

a) análise preliminar dos planos de manutenção disponibilizados pelas transmissoras,

quanto à filosofia de manutenção e ações preditivas empregadas, atividades de manutenção realizadas e suas periodicidades de referência;

b) análise dos dados disponibilizados pelo ONS relativos aos planos de manutenção dos transmissoras inseridos no SAM;

c) consolidação das informações constantes dos diversos planos de manutenção e análise comparativa dos critérios e procedimentos de manutenção empregados; e

d) indicação de um plano mínimo de manutenção para cada conjunto de equipamentos e linhas de transmissão das instalações da Rede Básica.

37. O Plano Mínimo de Manutenção foi consolidado a partir do relatório apresentado pela consultoria Spektro, como resultado da análise comparativa, e de pesquisas em normas técnicas nacionais e internacionais, manuais de fabricantes e outras referências bibliográficas apontadas no fim desta Nota Técnica. 38. O Plano Mínimo de Manutenção define as atividades mínimas relacionadas a manutenções preditivas e preventivas dos seguintes equipamentos de transmissão: transformadores de potência, autotransformadores, reatores, capacitores, transformadores para instrumentos, chaves seccionadoras, disjuntores e linhas de transmissão.

39. As periodicidades estabelecidas no Plano Mínimo de Manutenção tiveram como base os intervalos de manutenção mais recorrentes no grupo de empresas pesquisado. A Tabela 2 abaixo apresenta um resumo das periodicidades definidas no Plano Mínimo de Manutenção.

Tabela 2- Periodicidades estabelecidas para as manutenções preditivas e preventivas

Equipamento Atividade Periodicidade (meses)

Equipamentos de Subestações Inspeções Termográficas 6

Transformadores/Autotransformadores Análise de gases dissolvidos no óleo isolante 6 Ensaio físico-químico do óleo isolante 12 Manutenção preventiva periódica 72

Reatores Análise de gases dissolvidos no óleo isolante 6 Ensaio físico-químico do óleo isolante 12 Manutenção preventiva periódica 72

Capacitores Inspeção Periódica 24 Disjuntores – GVO/PVO Manutenção Preventiva Periódica 36 Disjuntores – Ar Comprimido/SF6 Manutenção Preventiva Periódica 72

Linha de Transmissão Inspeção Terrestre 12 Inspeção Aérea 12

Chave Seccionadora Manutenção Preventiva Periódica * Transformadores para Instrumento Manutenção Preventiva Periódica * Para-raios Manutenção Preventiva Periódica * * Periodicidade da manutenção preventiva periódica do equipamento principal da Função Transmissão.



40. Com relação às inspeções termográficas, as periodicidades adotadas pelas empresas pesquisadas variam de dois a doze meses, sendo que nove de dez transmissoras (90%) informaram realizar esta atividade em até seis meses. Além disso, segundo a norma ABNT NBR 15763:2009, o intervalo recomendado entre inspeções termográficas é de seis meses para os sistemas elétricos de alta tensão. Portanto, a periodicidade estabelecida para as inspeções termográficas foi de seis meses. 41. Para transformadores e autotransformadores, as atividades mínimas consistem em análise de gases dissolvidos no óleo isolante, ensaio físico-químico do óleo isolante e manutenção preventiva periódica, cujo detalhamento encontra-se no Plano Mínimo de Manutenção em anexo.

42. Para a análise de gases dissolvidos no óleo isolante, a literatura técnica pesquisada sugere periodicidades que variam entre três meses e dois anos, sendo três meses para equipamentos de maior importância sistêmica. Na pesquisa realizada a periodicidade predominante é de seis meses, adotada por nove de onze empresas consultadas (82%).

43. Com base nessas informações e considerando a importância dessa análise na detecção de defeitos em estágio inicial de desenvolvimento, por meio do estudo da composição dos gases e de suas taxas de crescimento, foi definida a periodicidade de seis meses para realização da análise de gases dissolvidos no óleo isolante.

44. Para o ensaio físico-químico do óleo isolante foi definida a periodicidade de doze meses, uma vez que foi adotada por oito das dez empresas (80%) que utilizam este ensaio. Cabe ressaltar que esta periodicidade está dentro dos limites indicados nas referências estudadas.

45. Para transformadores e autotransformadores, em geral, os fabricantes indicam a necessidade de realização da manutenção preventiva periódica a cada três anos. Do mesmo modo, a norma NBR 7037/1993, vigente até outubro de 2012, também indicava a necessidade desta manutenção a cada três anos. Entretanto, as periodicidades adotadas pelas empresas pesquisadas variam de 36 (trinta e seis) a noventa meses, com predominância da periodicidade de 72 (setenta e dois) meses, a qual é adotada por cinco de nove empresas (55%) que realizam este tipo de manutenção.

46. Assim, para a manutenção preventiva periódica de transformadores e autotransformadores foi considerada a prática mais comum nas transmissoras e, consequentemente, definida a periodicidade de 72 (setenta e dois) meses.

47. Para reatores as atividades mínimas de manutenção consistem em análise de gases dissolvidos no óleo isolante, ensaio físico-químico do óleo isolante e manutenção preventiva periódica, cujo detalhamento se encontra no Plano Mínimo de Manutenção em anexo. As periodicidades definidas no Plano Mínimo de Manutenção para estas atividades são as mesmas adotadas para os transformadores e autotransformadores.

48. Ressalta-se que todas as transmissoras que realizam a manutenção preventiva periódica de reatores adotam intervalos de até 72 (setenta e dois) meses, sendo predominantes as periodicidades de sessenta e 72 (setenta e dois) meses.



49. Para capacitores, sejam eles equipamentos instalados em paralelo, banco capacitores paralelo e compensador estático, ou equipamentos instalados em série, bancos de capacitores série fixo ou variável, foi definida como atividade mínima de manutenção a inspeção da condição do equipamento a cada 24 (vinte e quatro) meses.

50. Para a análise da manutenção, os disjuntores foram divididos de acordo com a concepção do sistema utilizado para extinção do arco elétrico, ou seja, disjuntores a ar comprimido, disjuntores a grande volume de óleo – GVO, disjuntores a pequeno volume de óleo – PVO e disjuntores a SF6. Foi definida a periodicidade de 36 (trinta e seis) meses para a manutenção preventiva periódica em disjuntores GVO e PVO e de 72 (setenta e dois) meses para os disjuntores a ar comprimido e a SF6, conforme detalhado no Plano de Manutenção Mínimo em anexo.

51. Para linhas de transmissão foram definidas como atividades mínimas de manutenção a inspeção terrestre e a inspeção aérea.

52. A periodicidade predominante da inspeção terrestre é de doze meses, sendo adotada por sete de onze empresas (64%). A inspeção aérea é adotada por oito de onze empresas (73%), com periodicidades que variam de dois meses a um ano. Desta forma, foi definida a periodicidade de doze meses para estes dois tipos de inspeção. Adicionalmente, recomenda-se que elas sejam realizadas em períodos não coincidentes, preferencialmente intercaladas a cada seis meses.

53. Para chaves seccionadoras, transformadores para instrumentos e para-raios a manutenção preventiva periódica deve ser realizada na periodicidade definida para o equipamento principal da Função Transmissão – FT, buscando o aproveitamento dos desligamentos e uma maior disponibilidade da FT.

54. Cabe ressaltar que o Plano Mínimo de Manutenção mantém relação com a Manutenção Baseada no Tempo – MBT, que é uma técnica muito utilizada pelas empresas do setor elétrico devido, principalmente, à baixa complexidade de implantação e à previsibilidade no planejamento das atividades preventivas.

55. Contudo, não se pretende com a regulamentação do Plano Mínimo de Manutenção afastar a aplicação de outras técnicas de manutenção, como a Manutenção Baseada na Condição – MBC ou a Manutenção Centrada na Confiabilidade – MCC. 56. Técnicas como a MBC ou a MCC poderão ser utilizadas pelas transmissoras. Entretanto, para a utilização destas filosofias de manutenção é necessário avaliar a condição do equipamento por meio de métodos como a Manutenção da Condição Baseada no Tempo – MCBT, Monitoramento da Condição On-Line – MCOL ou a monitoração on-line contínua.

57. A incorporação da MBC é uma estratégia de manutenção utilizada para reduzir custos, realizando a manutenção somente quando uma mudança na condição do equipamento exigir uma tomada de decisão e ação associada. Essa metodologia é frequentemente utilizada dentro de um plano de desligamentos baseada no tempo para adiar a manutenção até que seja possível um próximo desligamento.



58. Nesse sentido, a fim de permitir o monitoramento da execução da manutenção pela ANEEL, quando da adoção de técnicas de manutenção baseadas na condição ou na confiabilidade, a transmissora deverá:

a) cadastrar no SAM um plano de manutenção baseado no tempo, respeitando o Plano

Mínimo de Manutenção; b) executar ensaios e inspeções preditivas com frequência igual ou superior à

periodicidade estabelecida no Plano Mínimo de Manutenção; e c) informar no SAM o registro de Laudo Técnico que justifique a postergação da

manutenção preventiva com base nas técnicas adotadas, sempre que a manutenção for realizada em período superior ao definido no Plano Mínimo de Manutenção, como ilustrado na Figura 3.

Figura 3 - Registro de Laudo Técnico quando da postergação da Manutenção Preventiva baseada no tempo.

59. O Laudo Técnico deverá conter referências técnicas, histórico das grandezas físicas monitoradas e as respectivas curvas de tendência, detalhando a análise da condição do equipamento que justifica a postergação da manutenção preventiva baseada no tempo. O Laudo Técnico deverá ser assinado por engenheiro de manutenção competente e habilitado, com a devida Anotação de Responsabilidade Técnica – ART, conforme previsto na Lei n° 6.496, de 7 de dezembro de 1977. Registro de Relatórios e Laudos Técnicos 60. Na versão vigente do Módulo 16 dos Procedimentos de Rede consta como obrigação das transmissoras a manutenção de registro dos resultados de comissionamentos, inspeções, ensaios, medições e manutenções executadas em equipamentos e linhas de transmissão integrantes da Rede Básica. 61. O registro das atividades de manutenção constitui uma prática essencial à qualidade do planejamento e da execução da manutenção. Registrar a manutenção permite a obtenção do histórico do equipamento ou linha de transmissão e possibilita a avaliação do seu desempenho, a observação de tendências, a comparação de resultados e a definição de estratégias de manutenção baseadas nos registros existentes.



62. Com o monitoramento contínuo da execução das atividades de manutenção, o registro dos relatórios com os resultados de inspeções, ensaios e manutenções preventivas será fundamental ao trabalho de fiscalização da manutenção das instalações de transmissão. Além disso, a fim de possibilitar uma fiscalização mais eficiente e célere, estes registros deverão ficar disponíveis para a ANEEL por meio de acesso remoto aos sistemas das transmissoras. 63. O link para acesso remoto deverá permitir acesso simultâneo, a qualquer tempo, a todos os relatórios de manutenção registrados, inclusive aos Laudos Técnicos apresentados como justificativa para a postergação das manutenções preventivas.

64. A transmissora deverá disponibilizar para a ANEEL documento explicativo sobre o sistema no qual os relatórios e laudos estão registrados, informando a forma de acesso, passo-a-passo, nome, telefones e endereço eletrônico do responsável pelas informações e por sanar dúvidas, assim como os dados necessários para registro e liberação de acesso aos sistemas para os servidores da ANEEL. 65. Vale ressaltar que os relatórios de manutenções, ensaios e inspeções deverão ser registrados pela transmissora mesmo quando os resultados não apontarem problemas na condição do equipamento. Nos relatórios devem constar, no mínimo, a descrição das atividades realizadas, os resultados obtidos, os diagnósticos, os problemas encontrados, os reparos realizados, o tempo de execução da manutenção, os registros fotográficos realizados e as informações funcionais da equipe que realizou os trabalhos. Isenção da Parcela Variável por Indisponibilidade 66. A Resolução Normativa nº 270, de 26 de junho de 2007, estabelece a aplicação da Parcela Variável por Indisponibilidade – PVI para desligamentos das Funções Transmissão da Rede Básica, segundos os critérios definidos no regulamento. 67. A aplicação da redação atual da REN 270/2007 resulta em descontos no Pagamento Base das transmissoras associados, inclusive, aos desligamentos para manutenção preventiva. Desta forma, o valor da PVI tem sido considerado pelas empresas como variável importante na gestão da manutenção dos ativos de transmissão.

68. Com a regulamentação do Plano Mínimo de Manutenção, a transmissora continuará com a responsabilidade pela gestão da manutenção dos ativos sob sua concessão, entretanto, a liberdade na gestão estará limitada ao mínimo aceitável estabelecido no Plano Mínimo de Manutenção. Assim, a obrigatoriedade da observação do Plano Mínimo de Manutenção implicaria um desconto da PVI que fugiria à gestão da transmissora.

69. Dessa maneira, propõe-se a isenção da PVI para desligamentos associados às manutenções preventivas previamente cadastradas no SAM, segundo critérios a serem definidos na revisão da REN 270/2007 em andamento nesta Agência.

70. A proposta consiste na isenção da aplicação da PVI para um tempo pré-estabelecido, composto por um número de horas ininterruptas destinadas às manutenções preventivas, de modo semelhante à exceção prevista atualmente no art. 27 da REN 270/2007 para o Compensador Síncrono, transcrita a seguir:



“Art. 27. Não será considerado o período até 1080 (mil e oitenta) horas contínuas, a cada período completo de 5 (cinco) anos, de Desligamento Programado para a realização de manutenção especial de FT - Controle de Reativo (Compensador Síncrono), segundo critérios específicos a serem estabelecidos nos Procedimentos de Rede, atendidos os aspectos de oportunidade e preservação da confiabilidade e segurança do sistema elétrico.”

71. É importante ressaltar que a isenção da PVI deverá ser aplicada apenas para manutenções previamente cadastradas no SAM e realizadas dentro do período programado. IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 72. A proposta está fundamentada nos arts. 6º, 29 e 31 da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, no art. 34 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, nos arts. 2º e 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e nos incisos IV, XIV, XV e XVI do art.4º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997. V - DA CONCLUSÃO 73. Em face da análise técnica e da fundamentação legal apresentadas, observa-se a necessidade do estabelecimento de requisitos mínimos para os planos de manutenção das instalações de transmissão concedidas, bem como da definição de uma metodologia que permita o monitoramento contínuo da execução da manutenção. Desta forma, propõe-se a elaboração de minuta de Resolução Normativa que regulamente o Plano Mínimo de Manutenção e o monitoramento da manutenção de instalações de transmissão.

VI - DA RECOMENDAÇÃO 74. Com base no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se que a minuta de Resolução Normativa que regulamenta o Plano Mínimo de Manutenção e o monitoramento da manutenção de instalações de transmissão seja submetida à audiência pública documental com duração de trinta dias corridos e sessão presencial a ser realizada preferencialmente entre o 15º e o 20º dia.

ISABELA SALES VIEIRA Especialista em Regulação

SAULO RABELO DE MARTINS CUSTÓDIO Especialista em Regulação

THOMPSON SOBREIRA ROLIM JÚNIOR Especialista em Regulação

TITO RICARDO VAZ DA COSTA Especialista em Regulação

De acordo:

JOSÉ MOISÉS MACHADO DA SILVA Superintendente de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade



REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA [1] “Guia de Manutenção para Transformadores de Potência”, GT A2.05, Cigré Brasil, 2013. [2] “Equipamentos de Alta Tensão - Prospecção e Hierarquização de Inovações Tecnológicas”, Sérgio de Oliveira Frontin (organizador), Brasília: Teixeira, 2013. ISBN 978-85-88041-09-7. [3] Relatório Técnico GTM/SGME nº 007/2007, Grupo da Manutenção (GTM) Subgrupo de Equipamentos (SGME), ABRATE, 2007. [4] Sessa, C.D., Martins, A.D.C.P., Proença, M.J., Vassalo, D.J., Teixeira, R.M, “Monitoramento preditivo por análise cromatográfica de gases dissolvidos aplicada a comutadores de derivação em carga – Experiência da Cemig.”, 2013, XXII SNPTEE, Brasília, Brasil, Outubro/2013. [5] Souza, A.C.V., “Manutenção centrada na confiabilidade aplicada à gestão de linhas de transmissão localizadas em áreas de ocupação irregular de faixas de passagem”, 2013, XXII SNPTEE, Brasília, Brasil, Outubro/2013. [6] Carneiro, J.C., “Gerenciamento de risco de transformadores de potência de subestações: uma metodologia para associação de manutenção centrada em confiabilidade e manutenção preditiva”, 2013, XXII SNPTEE, Brasília, Brasil, Outubro/2013. [7] Pinto, F. A., Alves, M.E.G., “Aplicação de sistemas de monitoração on-line na visão da engenharia de manutenção”, 2013, XXII SNPTEE, Brasília, Brasil, Outubro/2013. [8] NBR 7037 – Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência em óleo isolante mineral. Dezembro/1993. [9] IEC 60422 - Mineral insulating oils in electrical equipment – Supervision and maintenance guidance. Third edition 2005-10. [11] “Transformador a óleo até 4000 kVA”, Manual 10000892317, Weg equipamentos Elétricos S/A – Transmissão e Distribuição, Rev. 01 – 12/2010. [12] “Capacitores de Alta Tensão”, Manual de Instruções, 1JBR440095 – 002, ABB. [13] “Manutenção de Transformadores de Força”, IT-241, Rev. 4, Alstom, 2011. [14] “Programa de Inspeção e Manutenção”, IT-243, Rev. 1, Areva, 2004. [15] ABNT NBR 15763:2009 - Ensaios não destrutivos - Termografia - Critérios de definição de periodicidade de inspeção em sistemas elétricos de potência. [16] NBR 7274:2012 – Interpretação da análise dos gases de transformadores em serviço [17] NBR 7070:2006 – Amostragem de gases e óleo mineral isolante de equipamentos elétricos e análise dos gases livres e dissolvidos. [18] Instrução Técnica IT 241 – Manutenção em Transformadores de Força (ALSTOM)

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: Proposta de regulamentação do Plano Mínimo de Manutenção ...€¦ · Processo: 48500.006738/2013-07 Assunto: Proposta de regulamentação do Plano Mínimo de Manutenção e