REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1020/2022
Tipo de documento: anexo
Ementa: Aprova a revisão dos Módulos 3 e 4 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, dos Submódulos 9.1, 9.2 e 9.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária, do Glossário do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico e altera a Resolução Normativa ANEEL 903, de 8 de dezembro de 2020, e a Portaria ANEEL 3.926, de 29 de março de 2016.
Assunto: Aprovação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-05-27
Autor: ANEEL

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Regras dos Serviços de Transmissão de
Energia Elétrica
Módulo 4 – Prestação dos Serviços
Instrumento de aprovação pela

Revisão Motivo da Revisão Período de vigência
ANEEL
Primeira versão aprovada
0 Resolução Normativa nº 906/2020 A partir de 01/01/2021
(após realização da AP 064/2020)
Revisão 1 (após realização da CP
1 Resolução Normativa nº 1.020/2022 A partir de 01/01/2023
30/2020)

MÓDULO 4 – PRESTAÇÃO DOS SERVIÇOS
SEÇÃO 4.0 – INTRODUÇÃO ...........................................................................................................................4
1 OBJETIVO ..............................................................................................................................................4
2 ABRANGÊNCIA .......................................................................................................................................4
3 CONTEÚDO ............................................................................................................................................4
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO ..........................................................................................................5
5 REFERÊNCIAS .........................................................................................................................................5
6 ANEXOS .................................................................................................................................................5
SEÇÃO 4.1 – CAPACIDADE OPERATIVA .........................................................................................................6
1 OBJETIVO ..............................................................................................................................................6
2 ASPECTOS GERAIS ..................................................................................................................................6
3 CAPACIDADE OPERATIVA DE LINHA DE TRANSMISSÃO (LT) .....................................................................7
4 CAPACIDADE OPERATIVA DE TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA (TR) ........................................................8
5 FATORES LIMITANTES .......................................................................................................................... 11
6 CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (CPST) ....................................................... 12
7 REFERÊNCIAS ....................................................................................................................................... 13
8 ANEXOS ............................................................................................................................................... 14
SEÇÃO 4.2 – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO ............................................................................... 31
1 OBJETIVO ............................................................................................................................................ 31
2 ASPECTOS GERAIS ................................................................................................................................ 31
3 PLANO DE MANUTENÇÃO .................................................................................................................... 31
4 MANUTENÇÃO BASEADA NA CONDIÇÃO OU NA CONFIABILIDADE ........................................................ 33
5 REFERÊNCIAS ....................................................................................................................................... 33
6 ANEXOS ............................................................................................................................................... 34
SEÇÃO 4.3 – QUALIDADE ........................................................................................................................... 43
1 OBJETIVO ............................................................................................................................................ 43
2 ASPECTOS GERAIS ................................................................................................................................ 43
3 APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL ...................................................................................................... 43
4 CÁLCULO E LIMITES DA PARCELA VARIÁVEL .......................................................................................... 46
5 ISENÇÕES NA APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL ................................................................................. 51

6 CRITÉRIOS ESPECIAIS NA APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL ................................................................ 54
7 PROCEDIMENTOS DE LIQUIDAÇÃO ....................................................................................................... 57
8 REFERÊNCIAS ....................................................................................................................................... 58
9 ANEXOS ............................................................................................................................................... 58

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Introdução 4.0 1 01/01/2023 4 de 59
SEÇÃO 4.0 – INTRODUÇÃO
1 OBJETIVO
1.1 Estabelecer as Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica no sistema elétrico brasileiro,
no que diz respeito à prestação do serviço.
2 ABRANGÊNCIA
2.1 Os dispositivos deste módulo deverão ser observados por todos os prestadores de serviço público de
transmissão do sistema elétrico brasileiro.
3 CONTEÚDO
3.1 O módulo é composto de quatro seções:
a) Seção 4.0 – INTRODUÇAO;
b) Seção 4.1 – CAPACIDADE OPERATIVA: estabelece os procedimentos para a determinação da
CAPACIDADE OPERATIVA das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO integrantes da REDE BÁSICA (RB) e das
DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (DIT), componentes do SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL
(SIN), bem como define as FUNÇÕES TRANSMISSÃO (FT). Adicionalmente, estabelece os
procedimentos para determinação de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda
adicional de vida útil em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do sistema elétrico e as condições e
conteúdos que devem ser incluídos nos CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO
(CPST);
c) Seção 4.2 – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO: regulamenta os Requisitos Mínimos de
Manutenção e o monitoramento da manutenção de INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de REDE BÁSICA;
e
d) Seção 4.3 – QUALIDADE: estabelece as disposições relativas à qualidade do serviço público de
transmissão de energia elétrica, associada à disponibilidade e à CAPACIDADE OPERATIVA das
instalações sob responsabilidade de TRANSMISSORAS integrantes da REDE BÁSICA e das INSTALAÇÕES
DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DESTINADAS A INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (II) que se
conectam à REDE BÁSICA.
3.2 Este Módulo e seus Anexos constam dos autos e estarão disponíveis no endereço

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Introdução 4.0 1 01/01/2023 5 de 59
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO
4.1 A presente versão é a original.
5 REFERÊNCIAS
5.1 Não há referências nesta seção.
6 ANEXOS
6.1 Não há anexos nesta seção.

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 6 de 59
SEÇÃO 4.1 – CAPACIDADE OPERATIVA
1 OBJETIVO
1.1 Estabelecer os procedimentos para a determinação da CAPACIDADE OPERATIVA das INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO integrantes da REDE BÁSICA (RB) e das DEMAIS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO (DIT),
componentes do SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN), bem como definir as FUNÇÕES TRANSMISSÃO (FT)1.
1.2 Estabelecer os procedimentos para determinação de adicional financeiro devido a sobrecargas que
ocasionem perda adicional de vida útil em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do sistema elétrico.
1.3 Estabelecer condições e conteúdos que devem ser incluídos nos CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE
SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (CPST) celebrados entre as TRANSMISSORAS e o Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS.
2 ASPECTOS GERAIS
2.1 As FUNÇÕES TRANSMISSÃO (FT) estão dispostas no Anexo I dessa seção.
2.2 O ONS cumprirá suas atribuições com autonomia para utilizar a CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA
DURAÇÃO e a DE CURTA DURAÇÃO das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO integrantes da REDE BÁSICA, durante o
regime normal de operação e em CONDIÇÕES DE EMERGÊNCIA, observadas as limitações impostas nesta Seção.
2.2.1 Essas disposições também deverão ser observadas pelo ONS e pelas TRANSMISSORAS, no que couber,
para a operação das linhas de transmissão (LT), dos transformadores de potência (TR) e das instalações de
controle de reativo (CR) integrantes das DIT.
2.3 Os dados e procedimentos para uso de INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, definidos nesta Seção,
deverão compor documentos operativos a serem integrados aos PROCEDIMENTOS DE REDE ou Acordo
Operativo do respectivo CONTRATO DE CONEXÃO ÀS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO – CCT e serão utilizados,
respectivamente, pelo ONS e/ou pela TRANSMISSORA para a coordenação e operação do SIN.
2.3.1 As alterações posteriores na CAPACIDADE OPERATIVA das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO serão
contempladas, de imediato, nos documentos operativos.
2.4 A TRANSMISSORA deverá submeter, ao ONS, relatório técnico para justificar a utilização de
CAPACIDADES OPERATIVAS inferiores àquelas estabelecidas nesta Seção, disponibilizando-o aos demais agentes
participantes do ONS, para manifestação, até 30 (trinta) dias após a data da respectiva entrega.
1 Conforme disposto no Anexo I.

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 7 de 59
2.4.1 O ONS emitirá laudo técnico fundamentado sobre o relatório técnico, em até 90 (noventa) dias após o
recebimento, disponibilizando-o à ANEEL para fins de auditoria e fiscalização.
2.5 A CAPACIDADE OPERATIVA DE CR será utilizada no âmbito do SIN, para qualquer condição de
operação, nos termos da respectiva especificação técnica.
2.6 As linhas de transmissão (LT), chaves seccionadoras (CH), os disjuntores (DJ) e transformadores de
corrente (TC), as bobinas de bloqueio, os equipamentos para compensação série e os barramentos e conexões
não serão compensados por adicionais financeiros em decorrência de operação que ultrapasse a respectiva
capacidade nominal.
2.7 As disposições estabelecidas nesta Seção aplicam-se, no que couber, à CAPACIDADE OPERATIVA das
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO dos sistemas isolados, sem prejuízo do disposto nos respectivos Contratos de
Concessão.
3 CAPACIDADE OPERATIVA DE LINHA DE TRANSMISSÃO (LT)
3.1 A CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE LT será implementada conforme modelo de
cálculo de capacidade de linhas de transmissão de 69 kV até 750 kV, descrito no Anexo II dessa seção.
3.2 A CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO DE LT, admissível durante CONDIÇÃO DE
EMERGÊNCIA, será obtida pela multiplicação do valor da CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE LT,
pelo fator correspondente à temperatura especificada no projeto para a linha de transmissão, de acordo com a
Tabela 1 e Anexo III dessa seção.
Tabela 1 – Fator de correção para CONDIÇÃO DE EMERGÊNCIA.
Temperatura de Projeto [°C]
50 55 60 64 65 70 75 80 90
Fator 1,42 1,33 1,26 1,24 1,23 1,19 1,17 1,15 1,12
3.3 As CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E DE CURTA DURAÇÃO DE LT poderão ser inferiores às
definidas neste Capítulo, observado o disposto no item 2.4 desta Seção, desde que:
a) a linha de transmissão tenha sido projetada de acordo com norma técnica diversa da ABNT NBR
5422:1985;
b) exista FATOR LIMITANTE que impeça a utilização da capacidade plena da linha de transmissão; e/ou
c) a linha de transmissão tenha sido objeto de licitação e o respectivo edital tenha estabelecido
CAPACIDADE OPERATIVA da instalação inferior às definidas neste Capítulo.

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 8 de 59
3.4 O ONS, a partir das metodologias estabelecidas nesta Seção, tendo como base as informações e os
dados meteorológicos próprios e das TRANSMISSORAS, deverá determinar as CAPACIDADES OPERATIVAS
SAZONAIS DE LT, as quais serão adotadas como valores de referência para a operação das linhas de transmissão.
3.4.1 Os valores das CAPACIDADES OPERATIVAS SAZONAIS DE LT serão incorporados aos documentos
operativos dos PROCEDIMENTOS DE REDE, para fins da coordenação e operação do SIN.
3.4.2 As CAPACIDADES OPERATIVAS SAZONAIS DE LT integrantes das DIT deverão estar contempladas no
respectivo CCT, conforme a sistemática estabelecida no neste Capítulo.
4 CAPACIDADE OPERATIVA DE TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA (TR)
4.1 A CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE TR será utilizada pelo ONS para as condições
normais de operação, conforme a Norma Técnica ABNT NBR vigente quando da fabricação do equipamento.
4.2 A CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO DE TR será utilizada pelo ONS durante contingência
decorrente do desligamento prolongado de uma FT, podendo repetir-se, periodicamente, o ciclo de
carregamento resultante, até que a referida FT retorne à condição normal de operação.
4.3 O ONS, a partir das informações da TRANSMISSORA e conforme Anexo IV desta seção, deverá
estabelecer e incorporar, aos documentos operativos dos PROCEDIMENTOS DE REDE, o método de cálculo, os
valores e os procedimentos para aplicação de carga em transformadores de potência integrantes da REDE
BÁSICA, em condições normais e em CONDIÇÃO DE EMERGÊNCIA.
4.3.1 A utilização dos TR com carga até a respectiva corrente nominal não dependerá do disposto no item
anterior, salvo quando a TRANSMISSORA elaborar justificativa nos termos do item 2.4 desta Seção.
4.3.2 A utilização de TR com carga até 30% acima da respectiva corrente nominal, nas condições
estabelecidas para CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO DE TR, deverá obedecer aos requisitos
estabelecidos e incorporados aos documentos operativos dos PROCEDIMENTOS DE REDE.
4.3.3 O carregamento de emergência de curta duração de TR, conforme disposto na Norma Técnica ABNT
vigente quando da fabricação do equipamento, será utilizado em situações de contingência no SIN como último
recurso operativo antes do corte de carga, mediante monitoramento da TRANSMISSORA e acordo com o ONS,
contempladas as condições estabelecidas e incorporadas aos documentos operativos dos PROCEDIMENTOS DE
REDE.
4.3.4 O disposto no item 4.3 também deverá ser incorporado aos CCT para aplicação de carga em TR
integrantes das DIT.

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 9 de 59
4.4 As CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA e DE CURTA DURAÇÃO DE TR e o carregamento de
emergência poderão ter valores inferiores aos definidos neste Capítulo, observado o disposto no Capítulo 2
desta Seção, para situações em que:
a) o equipamento tenha sido ensaiado e fabricado de acordo com condições diversas das estabelecidas
nas Normas Técnicas ABNT NBR 5356:1993 e ABNT NBR 5416:1997;
b) exista FATOR LIMITANTE que impeça a utilização plena do equipamento; e
c) as características básicas do óleo e do papel isolantes, identificadas pela manutenção, estejam fora
das especificações recomendadas pela Norma Técnica ABNT NBR 5356-7:2017 até que as medidas
corretivas sejam implementadas conforme programação ajustada com o ONS.
4.4.1 A eventual declaração ou documentação emitida por fabricante, em divergência com as Normas
Técnicas ABNT não exime a TRANSMISSORA da responsabilidade pelo cumprimento das normas técnicas
brasileiras.
Adicional Financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil em TR
4.5 Os TR poderão ser compensados por adicional financeiro quando operarem acima da potência
nominal, correspondente ao último estágio do sistema de resfriamento, de acordo com as condições e
procedimentos deste Subcapítulo e atendendo a premissa básica de que se trata de condição excepcional de
operação que não altera os critérios praticados para expansão do sistema elétrico.
4.5.1 Os procedimentos para o cálculo do adicional financeiro ao duodécimo da RECEITA ANUAL PERMITIDA
(RAP) das TRANSMISSORAS, por sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil em TR, integrantes ou
não da REDE BÁSICA, bem como a determinação dos responsáveis pelo pagamento desse adicional, devem
seguir o estabelecido neste subcapítulo.
4.6 Considerar-se-á que existe perda adicional de vida útil em TR, devido à sobrecarga, no período em que
a temperatura do ponto mais quente do seu enrolamento for superior àquela que acarreta perda de vida útil
equivalente a uma expectativa referencial de quarenta anos, tendo como base a "Teoria de Arrhenius".
4.7 Não será devido adicional financeiro por perda adicional de vida útil em TR nas seguintes condições:
a) quando não ocorrer ultrapassagem da potência nominal correspondente ao último estágio do sistema
de resfriamento, independentemente da temperatura atingida nos enrolamentos ou no óleo; e
b) quando a sobrecarga for originada de falha em equipamento da própria TRANSMISSORA, devido a sua
ação ou omissão, ou decorrente de atraso de obras de sua responsabilidade.

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 10 de 59
4.8 Quando for caracterizada condição de carregamento acima da potência nominal em TR integrantes da
REDE BÁSICA, passível de adicional financeiro, as TRANSMISSORAS poderão requerer ao ONS esse adicional, em
base mensal, calculado conforme a metodologia constante do Anexo IV desta Seção.
4.8.1 O requerimento deverá ser formalizado quando o Fator de Perda de Vida Útil "VS", calculado para o
mês completo da(s) ocorrência(s) de sobrecarga, resultar maior que a unidade.
4.8.2 O requerimento deverá ser acompanhado de relatório, com o detalhamento do cálculo do Fator de
Carregamento "S" e do adicional financeiro correspondente, utilizando os dados e parâmetros indicados, neste
Subcapítulo, para análise e aprovação.
4.8.3 Os dados necessários para o cálculo do carregamento são as correntes de carga do TR, coletadas em
intervalos de tempo regulares de quinze minutos, e as temperaturas ambiente em intervalos de, no máximo,
uma hora.
4.8.4 Quando não se dispuser dos registros de temperatura ambiente no local de instalação do TR, poderão
ser utilizados os registros de temperatura média correspondente ao mês em análise, obtidos da série de dados
mais representativa de estação do Instituto Nacional de Meteorologia – INMET, existente em local mais próximo
do transformador em questão.
4.8.5 Para o cálculo do Fator de Carregamento "S" deverão ser utilizados os seguintes parâmetros:
a) classe térmica de cinquenta e cinco ou sessenta e cinco graus Celsius;
b) corrente nominal correspondente ao último estágio do sistema de resfriamento;
c) designação do sistema de resfriamento; e
d) características resultantes dos ensaios de elevação de temperatura, conforme a seguir:
i. para os transformadores de potência (TR) fabricados a partir de 17 de setembro de 2002, as
TRANSMISSORAS deverão utilizar as características resultantes dos ensaios realizados pelo fabricante
ou empresa especializada; e
ii. para os demais transformadores de potência (TR) deverão ser utilizadas, preferencialmente, as
características citadas no inciso anterior, ou na inexistência destas, aquelas determinadas conforme
Norma Técnica ABNT NBR vigente quando da fabricação do equipamento.
4.8.6 Aprovado o requerimento, o adicional financeiro será incluído na próxima APURAÇÃO MENSAL DE
SERVIÇOS E ENCARGOS (AMSE), de acordo com os PROCEDIMENTOS DE REDE.
4.9 O pagamento do adicional financeiro, devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil
nos TR integrantes da REDE BÁSICA, não poderá ser repassado aos consumidores, devendo ser considerado
como encargo de responsabilidade dos agentes, e será atribuído:

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 11 de 59
a) ao(s) usuário(s) identificado(s), quando a condição de operação dos TR em sobrecarga for originada
por demandas acima dos valores contratados, em conformidade com os PROCEDIMENTOS DE REDE;
b) ao agente quando a sobrecarga for decorrente de sua ação ou omissão; e
c) a todos os usuários da REDE BÁSICA, na proporção direta do uso contratado ao sistema de transmissão,
quando a condição de operação em sobrecarga não for atribuível a agente do setor.
4.10 As TRANSMISSORAS proprietárias de TR não integrantes da REDE BÁSICA poderão requerer adicional
financeiro aos usuários conectados aos equipamentos em sobrecarga, conforme as condições e os critérios
estabelecidos no item 4.8, devendo o requerimento ser encaminhado ao(s) usuário(s) responsável(eis) pela
sobrecarga para os procedimentos de análise e liquidação do referido adicional.
4.10.1 Os critérios e os procedimentos de análise e liquidação deverão ser estabelecidos nos CCT.
4.10.2 O pagamento do adicional financeiro não poderá ser repassado aos consumidores, devendo ser
considerado como encargo de responsabilidade dos usuários, sendo o rateio entre eles realizado conforme a
proporção de uso dos TR acima dos valores da demanda contratada.
4.11 Os dados de carregamento dos TR serão disponibilizados ao usuário em tempo real, quando por ele
solicitado, que arcará com o ônus pela implementação do sistema necessário.
4.12 A aprovação do requerimento de adicional financeiro e o respectivo pagamento somente serão
efetivados se obedecidas as seguintes condições:
a) para os TR integrantes da REDE BÁSICA: desde que as TRANSMISSORAS tenham declarado
antecipadamente ao ONS os parâmetros de cada transformador, necessários ao cálculo da sobrecarga,
e eventuais FATORES LIMITANTES e restrições operativas relevantes que possam ser consideradas para
estabelecer uma condição operativa segura; e
b) para os TR não integrantes da REDE BÁSICA: desde que as partes envolvidas tenham celebrado o termo
aditivo aos CCT, contendo as informações indicadas na alínea a), bem como os procedimentos para
análise e liquidação do adicional financeiro.
5 FATORES LIMITANTES
5.1 Os FATORES LIMITANTES das CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA e DE CURTA DURAÇÃO das
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO podem ocorrer nas seguintes situações:

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 12 de 59
a) superação da capacidade nominal dos equipamentos complementares de linha de transmissão,
transformador de potência e equipamento de controle de reativo;
b) interferências na faixa de servidão da linha de transmissão, tais como: obstáculos e/ou
particularidades do terreno, que provoquem a redução da sua distância mínima de segurança;
c) deficiência no estado normal de operação, com a consequente redução das CAPACIDADES
OPERATIVAS de transformadores de potência, pelos motivos expostos no Capítulo 4 desta Seção.
5.2 Os FATORES LIMITANTES DAS CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA e DE CURTA DURAÇÃO das
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO tornam-se ativos quando sua existência provocar aumento no custo de
operação ou de expansão do SIN, ou, ainda, quando restringir o uso pleno da CAPACIDADE OPERATIVA declarada
de uma FT.
5.2.1 Na hipótese da existência de FATORES LIMITANTES ativos, a TRANSMISSORA deverá submeter ao ONS
proposta técnica contemplando a forma mais econômica para os eliminar, comparando-a com outros tipos de
solução que possam ser utilizados.
5.2.2 Quando a TRANSMISSORA submeter proposta de eliminação de FATOR LIMITANTE ativo, o ONS emitirá
laudo técnico fundamentado, disponibilizando-o à ANEEL para auditoria e fiscalização das instalações.
5.2.3 O ONS proporá, em documento específico, para situações que provoquem aumento de custo, as
adequações a serem implementadas pela TRANSMISSORA para eliminação de FATORES LIMITANTES ativos em
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de interesse sistêmico, indicando o prazo necessário, após consulta à respectiva
TRANSMISSORA.
5.2.4 Durante o prazo de implementação das adequações ou substituições, os FATORES LIMITANTES ativos
serão considerados como restrição operativa temporária, acarretando a correspondente redução da
CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO e/ou da DE CURTA DURAÇÃO das instalações afetadas.
5.2.5 Quando a eliminação de FATORES LIMITANTES for considerada pelo ONS como inviável técnica ou
economicamente, a CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO e/ou a DE CURTA DURAÇÃO das instalações
afetadas será permanentemente reduzida, sem prejuízo para a TRANSMISSORA.
6 CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (CPST)
6.1 O ONS celebrará CONTRATOS DE PRESTAÇÃO DE SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (CPST) com as
TRANSMISSORAS, devendo contemplar, dentre outras condições e informações:

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 13 de 59
a) a administração e coordenação, pelo ONS, da prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica
por parte das TRANSMISSORAS aos ACESSANTES da REDE BÁSICA;
b) a autorização ao ONS para representar as TRANSMISSORAS na celebração dos CONTRATOS DE USO DO
SISTEMA DE TRANSMISSÃO (CUST), bem como administrar a cobrança e a liquidação dos encargos de
uso do sistema de transmissão e a execução das garantias, por conta e ordem das TRANSMISSORAS;
c) as condições técnicas dos serviços a serem prestados;
d) os regulamentos operativos a serem observados;
e) a receita anual, estabelecida pela ANEEL, referente às INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO disponibilizadas
ao ONS;
f) a sujeição aos PROCEDIMENTOS DE REDE;
g) os aspectos de qualidade e confiabilidade dos serviços;
h) a sujeição a novos procedimentos de caráter geral estabelecidos em resolução da ANEEL;
i) as CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA DURAÇÃO DE LT;
j) as CAPACIDADES OPERATIVAS DE CURTA DURAÇÃO DE LT;
k) as CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA DURAÇÃO DE TR;
l) as CAPACIDADES OPERATIVAS DE CURTA DURAÇÃO DE TR;
m) as CAPACIDADES OPERATIVAS DE CR;
n) os FATORES LIMITANTES; e
o) as FUNÇÕES TRANSMISSÃO e respectivos PAGAMENTOS BASE (PB).
6.1.1 As alterações posteriores na CAPACIDADE OPERATIVA ou no PAGAMENTO BASE das FUNÇÕES
TRANSMISSÃO serão incorporadas ao CPST ou CCT após cada reajuste tarifário da TRANSMISSORA.
7 REFERÊNCIAS
§§ 1° e 2°, art. 6°, da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
Arts. 3°, inciso I, e 15, § 6°, da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995.
Arts. 3°, incisos I e II, e 4°, incisos VII e XVI, Anexo I, do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997.
Art 9°, parágrafo único, da Lei n° 9.648, de 27 de maio de 1998.
Arts. 6°, §§ 2° e 3°, e 7°, incisos IV e V, do Decreto n° 2.655, de 2 de julho de 1998.

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 14 de 59
Art.12, § 1° da Resolução n° 247, de 13 de agosto de 19992.
Resoluções n° 166 e 167, ambas de 31 de maio de 2000.
Processo SIC n° 48500.000610/1999-21.
Processo SIC n° 48500.002105/2004-78.
Nota Técnica nº 038/2005–SRT/ANEEL3, de 14 de novembro de 2005.
Audiência Pública n° 046, de 24 de fevereiro de 2005.
ABNT NBR 5422:1985, de 28 de fevereiro de 1985.
ABNT NBR 5356-7:2017, de 1° de agosto de 2017.
Processo SIC n° 48500.001701/2000-25.
Audiência Pública n° 010, de 18 de dezembro de 2000.
8 ANEXOS
8.1 ANEXO I – FUNÇÃO TRANSMISSÃO (FT).
8.2 ANEXO II – CÁLCULO DA CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE LINHAS AÉREAS DE
TRANSMISSÃO
8.3 ANEXO III – METODOLOGIA PARA DEFINIÇÃO DO LIMITE DE CARREGAMENTO DE LINHAS DE
TRANSMISSÃO EM REGIME DE CURTA DURAÇÃO
8.4 ANEXO IV – Critérios básicos para o cálculo do fator de carregamento
2 Para implementar a regulamentação da qualidade do serviço público de transmissão, é necessária a definição das Funções
Transmissão (FT) e dos respectivos Pagamentos Base (PB).
3 DOC SIC n° 48552.127372/2005-00. Justificando que a capacidade operativa real das instalações de transmissão seja
disponibilizada para prestação do serviço público, tanto em regime normal de operação quanto em condições de
emergência, de modo a flexibilizar a operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), maximizar a continuidade dos serviços
de energia elétrica, induzir à utilização racional dos sistemas e minimizar os custos de ampliações e reforços das redes.

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 15 de 59
ANEXO I – FUNÇÃO TRANSMISSÃO (FT)
FUNÇÃO TRANSMISSÃO(FT) EQUIPAMENTO PRINCIPAL EQUIPAMENTOS COMPLEMENTARES
LINHA DE TRANSMISSÃO (LT) Linha de Transmissão Equipamentos das entradas de LT,
Reator em derivação, equipamento de
compensação série, não manobráveis
sob tensão a ela conectados e aqueles
associados ao equipamento principal.

TRANSFORMAÇÃO (TR) Transformador de potência Equipamentos de conexão,
limitadores de corrente e de
aterramento de neutro, reguladores
de tensão e defasadores, e demais
equipamentos associados ao
equipamento principal.

CONTROLE DE REATIVO (CR) Reator em derivação e Equipamentos de conexão e
compensador série transformador de potência e aqueles
manobráveis sob tensão, associados ao equipamento principal.
banco de capacitor,
compensador síncrono e
compensador estático.

CONVERSORA (CV) Conversoras e Equipamentos de conexão, filtros CC e
transformadores das CA, reatores de alisamento, eletrodos
conversoras de terra, linha dos eletrodos de terra,
sistemas de controle, controle mestre,
equipamentos reserva, equipamentos
de interligação de barra em vão
contendo apenas equipamentos da

função conversora e demais
equipamentos associados aos
equipamentos principais.

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Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 16 de 59
FUNÇÃO TRANSMISSÃO(FT) EQUIPAMENTO PRINCIPAL EQUIPAMENTOS COMPLEMENTARES
MÓDULO GERAL (MG) Malha de aterramento, Equipamentos de conexão e aqueles

terreno, sistemas de associados ao equipamento principal.
telecomunicações,
supervisão e controle
comuns ao
empreendimento, cerca,
terraplenagem, drenagem,
grama, embritamento,
arruamento, iluminação do

pátio, proteção contra
incêndio, sistema de
abastecimento de água,
esgoto, canaletas, acessos,
edificações, serviços
auxiliares, área industrial,
sistema de ar comprimido
comum às funções,
transformador de
aterramento e de potencial
e reator de barra não
manobrável sob tensão, e
equipamentos de
interligação de barra e
barramentos.

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 17 de 59
ANEXO II – CÁLCULO DA CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO DE LINHAS AÉREAS DE
TRANSMISSÃO
1.1. Apresenta-se a seguir o modelo para cálculo da CAPACIDADE OPERATIVA de longa duração de linhas
aéreas de transmissão, cujos critérios estão baseados nas recomendações do WG 22-12 do CIGRÉ, publicado na
Revista ELECTRA número 144 de Outubro de 1992.
1.2. O modelo desenvolvido utiliza a equação clássica do equilíbrio térmico, onde todo o calor recebido
(ganho) é igual ao calor perdido (perda).
1.3. Entende-se como Ampacidade de uma Linha de Transmissão com condutores aéreos, a sua capacidade
de carregamento em períodos de longa duração, com os condutores submetidos às condições geo-ambientais
específicas.
1.4. Considerando a obrigatoriedade da utilização de valores normatizados, os valores de Ta, V e RS (ver
definições abaixo) deverão ser definidos de acordo com o item 5.2.2 da ABNT NBR 5422:1985.
1.5. Os termos usados nas equações do modelo, descritas adiante, estão definidos nas legendas abaixo.
Tabela 2 – Definições de termos usados nas equações do modelo
Pc Perda de calor por convecção (W/m)
Pr Perda de calor por radiação (W/m)
Qs Ganho de calor por aquecimento solar (W/m)
Qc Ganho de calor por efeito Joule (W/m)
RTC Resistência elétrica (AC ou DC) do condutor na temperatura Tc ( /m)
AC
Coeficiente de variação da Resistência DC por unidade de Grau Celsius
DC
Coeficiente de variação da Resistência AC por unidade de Grau Celsius
V Velocidade do vento (m/s)
Ta Temperatura ambiente (oC)
Tc
Temperatura de projeto (oC)
RS Radiação global (W/m2)
IAC Corrente de projeto em CA (ampacidade) (A)
IDC Corrente de projeto em DC (ampacidade) (A)
RDC Resistência elétrica do condutor em DC a 20oC( /m)
RAC Resistência elétrica do condutor em AC a 20oC( m)
D Diâmetro do cabo (m)
D Diâmetro dos fios de alumínio da camada externa (m)

Coeficiente de emissividade do condutor
s
Coeficiente de absorção do condutor

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RR Rugosidade do cabo
Tf Média entre as temperaturas do condutor e do ar (oc)
f
Condutividade térmica do ar na temperatura Tf (W/m.K)
f Viscosidade cinemática do ar na temperatura Tf (m2/s)
Re Número de Reynolds
Nu Número de Nusselts
Gr Número de Grashof
Npra Número de Prandl
DRA Densidade Relativa do Ar
H Altura média da LT (m)
 (o)
Ângulo de incidência (ataque) do vento
G Aceleração da gravidade (9,81 m/s2 )
1. Equação de equilíbrio térmico no condutor:
1.1. A partir da equação de equilíbrio térmico, tem-se:
𝑄𝑗+ 𝑄𝑠= 𝑃𝑐+ 𝑃𝑟
Ou Eq.1
𝑄𝑗= 𝑃𝑐+ 𝑃𝑟−𝑄𝑠
2. Cálculo de Qj :
2.1. Os ganhos de calor por efeito Joule (Qj) podem ser calculados a partir dos valores de Resistência
fornecidos pelos fabricantes de condutores, a partir das equações seguintes:
𝑄𝑗= 𝐼CA 2*RTCAC Eq.2
𝑅TCAC = 𝑅AC ∗[1 + 𝛼AC ∗(𝑇𝐶−20)] Eq.3
onde:
𝑅TCAC : Resistência do Condutor (AC) para a temperatura de projeto (TC)
2.2. Caso se disponha apenas de valores de Resistência e Coeficiente de Variação para corrente contínua,
a expressão pode ser reescrita como:
𝑄𝑗= 𝐼DC 2*RTCDC
Eq.4

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Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 19 de 59
𝑅TCDC = 𝑅DC ∗[1 + 𝛼DC ∗(𝑇𝐶−20)] Eq.5
2.3. Neste caso, deve-se proceder à conversão da Corrente em DC para Corrente em AC, conforme descrito
no item 6 deste anexo.
3. Cálculo de Pc:
3.1. A perda de calor por convecção pode ser determina através das equações seguintes:
𝑃𝑐= π*λ𝑓∗(𝑇𝑐−𝑇𝑎)*Nu
Eq.6
𝜆𝑓= 2,42*10−2 + 7,2*10−5*T𝑓 Eq.7
𝑇𝑐+ 𝑇𝑎
𝑇𝑓= Eq.8
2
3.1 Número de Nusselts para Convecção Forçada (v > 0,5 m/s)
3.1.1. O Número de Nusselts (Nu) é calculado em função de dois coeficientes, de acordo com a Eq.9:
Nu = 𝐵2*Re𝑚2
Eq.9
onde:
Re: é o número de Reynolds.
3.1.2. O número de Reynolds pode ser calculado pela Eq.10:
D*V* DRA
𝑅𝑒= Eq.10
𝜐𝑓
onde:
DRA = 𝑒−1,16∗10−4∗𝐻 Eq.11
e 𝜐𝑓 é a viscosidade cinemática, determinada pela Eq.12:
𝜐𝑓= 1,32*10−5 + 9,5*10−8*T𝑓
Eq.12

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Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 20 de 59
3.1.3. Os coeficientes B2 e m2, usados na Eq.9, são obtidos a partir da tabela a seguir:
Tabela 3 – Coeficientes B2 e m2
Faixa de Rugosidade Faixa de Re B2 m2

0,05< RR < 0,718 100 < Re < 2650 0,641 0,471
RR < 0,05 2650 < Re < 50 000 0,178 0,633
0,05< RR< 0,718 2650 < Re < 50 000 0,048 0,800
3.1.4. Para que se possa utilizar a tabela, a rugosidade (RR) é calculada em função do diâmetro do cabo e do
diâmetro do tento de alumínio:
𝑑
RR = Eq.13
2*(𝐷−2 ∗𝑑)
3.1.5. O número de Nusselts (Eq.9) é calculado para um ângulo de incidência do vento sobre o eixo da LT
igual a 90°. Caso se tenha valores medidos do ângulo de incidência do vento diferentes de 90°, o Número de
Nusselts deve ser corrigido pela expressão:
Nu𝛿= Nu𝛿=90(𝐴1 + 𝐵2 ∗(senδ)m1)
Eq.14
onde:
para 0°. ≤ ≤ 24°.
A1 = 0,42, B2 = 0,68 e m1 = 1,08

para 24°. < ≤ 90°.
A1 = 0,42, B2 = 0,58 e m1 = 0,90
3.2. Número de Nusselts para Convecção natural (v = 0)
3.2.1. No caso de se considerar convecção natural, o Número de Nusselts passa a ser calculado em função
dos Números de Prandl e Grashof:
𝑁PRA = 0,715 −2,5*10−4*T𝑓 Eq.15
𝐷3 ∗(𝑇𝑐−𝑇𝑎)*g
𝐺𝑟= Eq.16
(𝑇𝑓+ 273) ∗𝜈𝑓2
3.2.2. Definidos estes números, o Número de Nusselts é calculado pela Eq.17:

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NU = 𝐴2 ∗(𝐺*N PRA)m2 Eq.17
𝑟
3.2.3. Os valores de A2 e m2 são obtidos pelas tabelas a seguir:
Tabela 4 – Valores de A2 e m2
Gr*NPRA A2 m2
De Até

100 10000 0,850 0,188
10000 1000000 0,480 0,250
3.3. Número de Nusselts para Convecção mista - a baixas velocidades do vento (V < 0,5 m/s)
3.3.1. Para velocidades de vento entre 0 m/s e 0,5 m/s, o valor de Pc deve ser o maior que for calculado por
um dos três processos a seguir:
a) Fixa-se um ângulo de incidência igual a 45°, e calcula-se Pc conforme Eq. 6 e 14;
b) Calcula-se o valor de Pc com a Eq.6 e com NU = 0,55*NU90;
c) Usa-se a Eq.6 com NU calculado pela Eq.17.
4. Cálculo de Pr :
4.1. Para o cálculo da perda de calor por radiação, utiliza-se a seguinte equação:

σ*ε*π*D*((Tc 273)4 273)4)
𝑃𝑟= + −(Ta + Eq.18
onde:

= 5,67 x 10-8 (constante de Stefan-Boltzmann)

4.2. O valor de varia entre 0,27 para cabos novos e 0,95 para cabos envelhecidos em ambiente industrial.
O valor sugerido pelo CIGRÉ é de 0,50.
5. Cálculo de Qs:
5.1. Para calcular o ganho de calor por aquecimento, deve-se utilizar o valor da radiação incidente global
na altura da LT, obtido através de medição. Este valor já engloba todas as possíveis correções, e resulta em
correção zero para a altitude da LT. Caso não se tenham valores medidos, deverá ser utilizado o valor de
1000W/m2 conforme previsto no item 5.2.2 da ABNT NBR 5422:1985. A equação para o cálculo do ganho de
calor por aquecimento devido à radiação solar é:
𝑄𝑠= 𝛼𝑠*D*I𝐵 Eq.19

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5.2. O valor de s varia entre 0,27 para cabos novos e 0,95 para cabos envelhecidos em ambiente industrial.
O valor sugerido pelo CIGRÉ é de 0,50.
6. Conversão do valor da Corrente em DC para Corrente em AC
6.1. No caso de se utilizar valores de Resistência e Coeficiente de Variação para corrente contínua, para o
cálculo dos ganhos de calor por efeito Joule (Qj), conforme descrito no item 2 anterior, deve-se proceder à
conversão da Corrente em DC para Corrente em AC. Este procedimento é feito conforme o tipo de condutor,
conforme descrição abaixo:
6.1 Para condutores com 3 camadas de tentos de alumínio:
𝐼DC
𝐼AC = Eq.20
√1,0123 + 2,36 *10−5
6.2. Para condutores com 1 ou 2 camadas de tentos de alumínio calcula-se:
𝐼DC
Ik = Eq.21
𝐴
Se Ik ≤ 0,742:
IAC = IDC
Eq.22
Se 0,742 ≤ Ik ≤ 2,486:
𝐼DC
𝐼AC = Eq.23
[1 + 0,02(25,62 −133,9𝐼𝑘+ 288,8𝐼𝑘2 −334,5𝐼𝑘3 + 226,5𝐼𝑘4 −89,73𝐼𝑘5 + 19,31𝐼𝑘6 −1,744𝐼𝑘7)]1/2
Se 2,486 ≤ Ik ≤ 3,908:
𝐼DC
𝐼AC = Eq.24
[1 + 0,02(2,978 −22,02𝐼𝑘+ 24,87𝐼𝑘2 −11,64𝐼𝑘3 + 2,973𝐼𝑘4 −0,4135𝐼𝑘5 + 0,02445𝐼𝑘6)]1/2
Se Ik > 3,908:
𝐼DC
𝐼AC =
Eq.25
(1,1)1/2
7. Ampacidade
7.1. Finalmente, tendo sido calculados os valores de Pc, Pr e Ps, bem como o valor de RTc, obtém-se a
ampacidade a partir da Eq.26:

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Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 23 de 59
𝑄𝑐+ 𝑄𝑅−𝑄𝑆
𝐼AC = √
Eq.26
𝑅TCAC

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Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 24 de 59
ANEXO III – METODOLOGIA PARA DEFINIÇÃO DO LIMITE DE CARREGAMENTO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
EM REGIME DE CURTA DURAÇÃO
1. Conceituação de Emergência
1.1. A definição de operação em emergência encontra-se no item 3.5 da ABNT NBR 5422:1985: "situação
em que a linha transporta corrente acima do valor nominal do projeto, durante período de tempo considerados
curtos em relação ao período anual de operação".
1.2. As CONDIÇÕES DE EMERGÊNCIA são conceituadas no item 10.4 da ABNT NBR 5422:1985. Segundo este
item, os períodos de emergência devem obedecer aos seguintes critérios:
a) Ter duração inferior a 4 dias, e
b) O somatório das emergências em base anual não deve exceder a 5% do total de horas em regime
normal de operação (aproximadamente 432 horas).
2. Delimitação da Condição de Emergência
2.1. O carregamento de linhas de transmissão (LT), na CONDIÇÃO DE EMERGÊNCIA, não deve violar os
dispositivos contidos na ABNT NBR 5422:1985. Assim, os condicionantes a serem observados na definição dos
limites de carregamento de curta duração são:
a) A corrente em CONDIÇÃO DE EMERGÊNCIA deve ser um valor superior à corrente normal, limitada em
sua duração; e
b) As distâncias de segurança especificadas para as CONDIÇÕES DE EMERGÊNCIA devem ser respeitadas
durante a operação nestas condições.
3. Temperatura Máxima nos Cabos Condutores
3.1. O carregamento na LT, associado a um conjunto de variáveis meteorológicas, onde predominam a
temperatura ambiente, a velocidade e direção do vento e a radiação solar, deve levar os condutores a operarem
em uma temperatura estável, desenvolvendo uma determinada flecha e, conseqüentemente, uma distância
vertical para o solo ou elementos conflitantes sob os condutores (máquinas agrícolas, pessoas, veículos, etc).
3.2. A temperatura máxima admissível nos cabos condutores está definida na seção 5.2.2 da ABNT NBR
5422:1985.
4. Metodologia
4.1. O projeto de uma LT deve considerar a operação em regimes de curta duração, chamados de
"operação em emergência", nos quais se admite uma redução nas distâncias de segurança verticais.

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Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 25 de 59
4.2. Esta metodologia define fatores multiplicativos para o cálculo dos valores dos limites de corrente em
regimes de operação de curta duração embasados na ABNT NBR 5422:1985.
4.3. Está sendo considerada, para todas as classes de tensão, a menor redução da distância de segurança
vertical para o solo admitida na ABNT NBR 5422:1985, para regiões accessíveis apenas a máquinas agrícolas
determinada para as LT da classe de 230 kV, (igual a 0,59 m, representativo do pior caso, já que todas as demais
são superiores a 1,0 m).
4.4. Este valor está associado a um aumento de temperatura nos cabos condutores e, consequentemente,
às correntes máximas admissíveis, considerando as condições ambientais determinadas para o regime de longa
duração (o que torna ainda mais conservativo o resultado). Este encadeamento é ilustrado na Figura 1, abaixo:
Corrente Corrente de de Curta Curta
Longa Longa Duração Duração
(Regime (Regime Normal) Normal) Duração Duração
TA TA – – V V – – RS RS
Corrente Corrente Longa Longa Duração Duração
Temperatura Temperatura
de de Curta Curta Duração Duração
Temperatura Temperatura
de de Projeto Projeto Mantendo Mantendo TA TA – – V V – – RS RS
Distâncias Distâncias de de
Distâncias Distâncias de de
Segurança Segurança
Segurança Segurança
Longa Longa Duração Duração
(Regime (Regime de de Emergência) Emergência)
Redução Redução de de Distância Distância
Admitida Admitida em em Norma Norma
Figura 1 – Metodologia para Determinação da Corrente de Curta Duração
(TA = Temperatura Ambiente; V = Velocidade do Vento; RS = Radiação Solar)
4.5. Utilizando-se este modelo, foi determinado o aumento de temperatura associado à redução das
distâncias de segurança verticais em 0,59 m, obtendo-se um valor de 16,4 °C superior ao considerado para o
projeto da LT. Este valor definiu o valor da corrente a considerar na Operação em Regime de Curta Duração
(emergência).
4.6. A partir desta Corrente, determinou-se um fator multiplicativo (fator de sobrecorrente), apresentado
de forma generalizada e determinado pela relação entre os dois valores de corrente: o de Curta Duração e o de
Longa Duração, obtidos para diversos tipos de cabos condutores e diversas temperaturas de projeto.
4.7. Considerando a necessidade da metodologia abranger todas as LT do sistema elétrico brasileiro e a
inexistência de determinações para o estabelecimento das distâncias de segurança para LT de classes de tensão

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 26 de 59
superiores a 230 kV na ABNT NBR 5422:1985, foi efetuada uma análise adicional baseada nos seguintes pontos
principais:
a) A ABNT NBR 5422:1985, em seus itens 3.5 - caracterizador do regime de operação em emergência - e
5.2.2.1 - que determina a verificação da ocorrência de temperaturas superiores à de projeto,
estabelece a existência de correntes de emergência independentemente da classe de tensão da LT;
b) O National Electrical Safety Code - NESC, em sua edição 2002, extensamente utilizado no projeto de
Linhas de Transmissão em nível mundial, permite o uso de distâncias reduzidas de segurança,
conforme as tabelas 232-3 e 232-4 do documento NESC;
c) Com base nestas tabelas e dados típicos relativos às classes de tensão superiores a 230 kV,
determinaram-se as distâncias de segurança, aplicando-se o modelo apresentado na Figura 1;
4.8. Os valores de redução de distâncias de segurança obtidos através desta metodologia resultaram, para
as classes de tensão superiores a 230 kV, em valores superiores ao de 0,59 m proposto, o que torna conservativo
o seu uso.
4.9. Considerando, finalmente, que além das distâncias de segurança, nenhum outro fator envolvido no
cálculo é função da classe de tensão da LT, pode-se concluir que os fatores multiplicativos (fatores de
sobrecorrente) determinados para a operação das LT em regime de Operação de Curta Duração (Emergência)
para as LT de classe de tensão até 230 kV, pode ser estendido para todas as classes de tensão de forma
conservativa.
5. Conclusão
5.1. Com base nos resultados obtidos, são estabelecidas as seguintes determinações para a operação em
Regime de Curta Duração (Emergência):
a) Os limites de carregamento das LT de qualquer classe de tensão entre 69 e 750 kV, para operação em
regimes de curta duração, serão dados pelos limites de carregamento obtidos através da metodologia
descrita no Anexo II dessa seção em regime normal de operação, multiplicados pelo fator multiplicativo
(fator de sobrecorrente), conforme a Temperatura de Projeto (Temperatura do Condutor) utilizada
para o projeto da LT, de acordo com a tabela a seguir:
Tabela 5 – Fator de correção para condição de emergência
Temperatura de Projeto (Graus Celsius)
50 55 60 64 65 70 75 80 90

Fator 1,42 1,33 1,26 1,24 1,23 1,19 1,17 1,15 1,12
b) Estes fatores independem da bitola dos condutores utilizados ou do seu tipo (AAC, ACSR ou ACAR);
c) Os valores de fatores multiplicativos acima definidos devem ser considerados como valores mínimos,
independentemente de qualquer outra condição de projeto ou operação.

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Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 27 de 59
ANEXO IV – CRITÉRIOS BÁSICOS PARA O CÁLCULO DO FATOR DE CARREGAMENTO
1. Geral
1.1. Este Anexo apresenta os critérios básicos para o cálculo do Fator de Carregamento "S" necessário ao
estabelecimento de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil e
aumento do risco de falha em transformadores.
2. Fator de Carregamento "S"
2.1. Este fator é suportado pelo modelo simplificado de reação química baseado na teoria desenvolvida
por Arrhenius, conforme disposto na Norma Técnica ABNT NBR 5416:1997. O fator "S" resulta da média
ponderada do produto dos fatores "Vs" (perda de vida útil do transformador) e "Vf" (aumento do risco de falha)
pelos intervalos de tempo em que o ciclo de carga de interesse foi estratificado, dentro do mês da ocorrência
de sobrecarga.
Isto é:
∑ 𝑛 𝑉𝑠𝑖⋅𝑉𝑓𝑖⋅𝛥𝑡𝑖 ∑ 𝑛 𝑆𝑖⋅𝛥𝑡𝑖
𝑖=1 𝑖=1
𝑆= = [𝑝𝑢] Eq.1
∑ 𝑛 𝛥𝑡𝑖 ∑ 𝑛 𝛥𝑡𝑖
𝑖=1 𝑖=1
onde:
S: fator de carregamento;
Vsi: fator multiplicador associado à perda de vida útil, em cada um dos intervalos de tempo Δti no qual
o período do ciclo de carga foi estratificado;
Vfi: fator multiplicador associado ao risco adicional de falha, em cada um dos intervalos de tempo Δti
no qual o período do ciclo de carga foi estratificado;
Δti: intervalo de tempo, de 15 minutos, no qual o período do ciclo de carga foi estratificado; e
n: número de intervalos de tempo Δti, no período de um mês em que houve ocorrência de c
arregamento do transformador acima da sua potência nominal.
2.1 Fator Multiplicador "Vs"
2.1.1. O fator multiplicador "Vs" é determinado, em um intervalo do ciclo de carga, pela relação entre a perda
de vida útil da isolação do transformador na condição de carga atual e a perda de vida útil normal para uma
expectativa de vida de 40 anos. As perdas de vida são calculadas conforme a "teoria de Arrhenius". Este fator,
com característica exponencial, é dependente da temperatura absoluta (Kelvin) do ponto mais quente do
enrolamento e das constantes A e B associadas à expectativa de vida da isolação de celulose.
Isto é:
• Perda de Vida Útil Normal (Expectativa de Vida de 40 anos):

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𝛥𝑡𝑖

𝑃𝑉𝑛% = ⋅100[%] Eq.2
24 ⋅365 ⋅40
•
Perda de Vida Útil em um Intervalo do Ciclo de Carga:
𝐵
𝑃𝑉𝑠% = 10−( 273+𝛩𝑒𝑠+𝐴) ⋅𝛥𝑡𝑖⋅100[%] Eq.3
dividindo-se (Eq. 3) por (Eq. 2) resulta:
10−⋅( 273+𝑂𝑒𝑠+𝐴) 𝐵 10−⋅( 273+𝑂𝑒𝑠+𝐴) 𝐵

𝑉𝑠= ⋅24 ⋅365 ⋅40 = ⋅350400[𝑝𝑢] Eq.4
onde:
Vs: fator multiplicador associado à perda de vida útil;
A: constante da curva de expectativa de vida da isolação de papel
para transformador de classe 55°C: A=-14,133 pu;
para transformador de classe 65°C: A=-13,391 pu;
B: constante da curva de expectativa de vida da isolação de papel
B=6972.15; e
Θes: temperatura (°C) do ponto mais quente do enrolamento do transformador no intervalo de tempo
do ciclo de carga.
2.2. Fator Multiplicador "Vf"
2.2.1. O fator multiplicador "Vf", associado ao aumento do risco de falha de um transformador operando em
sobrecarga, é derivado da análise de confiabilidade do transformador. A taxa de falha em sobrecarga é estimada
a partir da taxa de falha típica, corrigida com o fator multiplicador de sobrecarga "Vfs" obtido a partir da "teoria
de Arrhenius".
Isto é:
• Taxa de Falha de Transformador em um Período de Tempo
−𝑒∆𝑇.𝑙𝑛(1−𝑇𝑋𝑓
100))

𝐹= 100. (1 [%] Eq.5
onde:
F: taxa de falha (%/ano) do transformador no período ΔT considerado;
ΔT: período de tempo (ano) de expectativa referencial de vida útil; e
TXf: taxa de falha (%/ano) típica de transformador de potência do Sistema Elétrico Brasileiro.

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 29 de 59
2.2.2. Assim, é considerado o período de ΔT (ano) para a expectativa referencial de vida útil de um
transformador e a taxa de falha em condição de sobrecarga proporcional ao fator multiplicador de sobrecarga
"Vfs", para a determinação do fator multiplicador "Vf". O valor deste fator, em base mensal, representa a média
ponderada dos valores de "Vf", determinados em cada intervalo de tempo do ciclo de carga.
Isto é:
−𝑒𝛥𝑇⋅𝑉𝑓𝑠𝑙𝑛(1−⋅𝑇𝑋𝑓
)
1 100
[𝑝𝑢] Eq.6
𝑉𝑓=
−𝑒𝛥𝑇⋅𝑙𝑛(1−𝑇𝑋𝑓
1 100)
onde:
Vfs: fator multiplicador associado à perda de vida útil (relacionada àquela com a temperatura limite
do ponto mais quente do enrolamento);
ΔT: período de tempo (ano) de expectativa referencial de vida útil; e
TXf: taxa de falha (%/ano) típica de transformador de potência do Sistema Elétrico Brasileiro.
2.2.3. O fator multiplicador Vfs é determinado, em um intervalo de tempo do ciclo de carga, pela relação
entre a perda de vida da isolação do transformador na condição de carga atual e a perda de vida verificada na
condição de carga com temperatura limite do ponto mais quente do enrolamento.
Isto é:
• Perda de Vida na Temperatura Limite:
𝐵
10−( 273+𝛩𝑒𝑛+𝐴) Eq.7
𝑃𝑉𝑙% = ⋅𝛥𝑡𝑖⋅100[%]
• Perda de Vida em um Intervalo do Ciclo de Carga:
𝐵
𝑃𝑉𝑠% = 10−( 273+𝛩𝑒𝑠+𝐴) ⋅𝛥𝑡𝑖⋅100[%] Eq.8
2.2.4. sendo as temperaturas absolutas limite e em carga dadas, respectivamente, por:
𝑇𝑒𝑛= 273 + 𝛩𝑒𝑛[𝐾] Eq.9
𝑇𝑒𝑠= 273 + 𝛩𝑒𝑠[𝐾] Eq.10
2.2.5. Dividindo-se (Eq. 8) por (Eq. 7) e introduzindo (Eq. 9) e (Eq. 10) resulta:
10𝐵⋅( 𝑇𝑒𝑛−1 1 𝑇𝑒𝑠)
𝑉𝑓𝑠= Eq.11

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Capacidade Operativa 4.1 1 01/01/2023 30 de 59
onde:
B: constante da curva de expectativa de vida da isolação de papel B=6972.15;
Θen: temperatura (°C) limite do ponto mais quente do enrolamento, conforme a seguir:
para transformador de classe 55°C: Θen = 40+55+10=105°C
para transformador de classe 65°C: Θen = 40+65+15=120°C; e
Θes: temperatura (ºC) do ponto mais quente do enrolamento do transformador no intervalo de tempo
do ciclo de carga.
1.1. Adicional Financeiro por Sobrecarga
Quando houver um carregamento acima da potência nominal de um transformador, calcula-se o fator
"Vs" para cada ciclo de carga dentro do mês em que foi constatada a sobrecarga. Se o fator "Vs" mensal
resultante for maior que a unidade, procede-se o cálculo do correspondente Fator de Carregamento "S". Este
fator será multiplicado pelo PAGAMENTO BASE (PB), resultando um valor de Receita Parcial do equipamento no
mês, que, diminuído do PAGAMENTO BASE, resultará no adicional financeiro a ser creditado à TRANSMISSORA
proprietária do equipamento.
Isto é:
𝐴𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑛𝑐𝑒𝑖𝑟𝑜= 𝑆. 𝑃𝐵−𝑃𝐵= 𝑃𝐵. (𝑆−1) Eq.12
onde:
S: fator de carregamento resultante no período de um mês; e
PB: PAGAMENTO BASE correspondente ao transformador em sobrecarga.
2.3. Valores Referenciais para uso deste Anexo:
a) A taxa de falha típica de transformador do Sistema Elétrico Brasileiro operando sob condições
normais, sem sobrecarga, corresponde ao valor TXf =1,73%/ano, conforme Relatório Técnico do
GCOI "RT.SCM.CDE.026 - Análise Estatística de Desempenho de Transformadores - 1998"; e
b) A expectativa referencial de vida útil de transformadores ΔT é de 40 (quarenta) anos, conforme
Resolução ANEEL n° 044, de 17 de março de 1999.

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Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 31 de 59
SEÇÃO 4.2 – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO
1 OBJETIVO
1.1 Regulamentar os Requisitos Mínimos de Manutenção e o monitoramento da manutenção de
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de REDE BÁSICA.
2 ASPECTOS GERAIS
2.1 Ficam estabelecidos os Requisitos Mínimos de Manutenção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de
REDE BÁSICA, conforme Anexo I.
2.1.1 A observância dos Requisitos Mínimos de Manutenção não exime a TRANSMISSORA da
responsabilidade pela qualidade da manutenção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO ou de eventual
responsabilização em caso de sinistro de equipamentos.
2.2 A TRANSMISSORA deverá manter o histórico dos laudos técnicos e das grandezas físicas monitoradas
e o registro dos resultados de comissionamentos, inspeções, ensaios, medições e manutenções executadas em
equipamentos e linhas de transmissão durante todo o período da concessão.
2.2.1 Os registros devem conter, no mínimo, a descrição das atividades realizadas, os resultados obtidos, os
eventuais problemas encontrados, os reparos realizados, o tempo de execução da manutenção e as informações
funcionais da equipe que realizou os trabalhos.
2.2.2 Os laudos técnicos e resultados deverão ser disponibilizados para a ANEEL por meio de acesso remoto,
através de link que permita acessos simultâneos de servidores devidamente cadastrados.
2.2.3 A TRANSMISSORA deverá disponibilizar para a ANEEL documento explicativo sobre o sistema no qual
os relatórios e laudos estarão 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 remoto aos sistemas.
2.3 A presente Seção será avaliada após 23 de junho de 2021.
3 PLANO DE MANUTENÇÃO
3.1 As TRANSMISSORAS de energia elétrica deverão manter atualizado o plano de manutenção das
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO sob sua responsabilidade, contendo as periodicidades e as atividades de
manutenção, estabelecidas com base nas especificações dos equipamentos, nas normas técnicas, nas boas

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 32 de 59
práticas de engenharia e nos conhecimentos específicos adquiridos pelas TRANSMISSORAS na manutenção dos
equipamentos.
3.1.1 O plano de manutenção deve conter, além das atividades de manutenção, os critérios adotados para
a definição do momento da execução da manutenção, tais como, tempo, índice de desempenho e grandezas
monitoradas.
3.1.2 As atividades de manutenções preditivas e preventivas definidas nos planos de manutenção das
TRANSMISSORAS não poderão ser inferiores às atividades mínimas estabelecidas nos Requisitos Mínimos de
Manutenção.
3.1.3 As periodicidades das manutenções preditivas e preventivas definidas nos planos de manutenção das
TRANSMISSORAS não poderão ser superiores às periodicidades estabelecidas nos Requisitos Mínimos de
Manutenção.
3.2 As TRANSMISSORAS deverão realizar as atividades de manutenção preditiva e preventiva observando
seus planos de manutenção e respeitando as atividades mínimas, periodicidades máximas e tolerâncias
estabelecidas nos Requisitos Mínimos de Manutenção.
3.2.1 Serão consideradas atendidas as atividades estabelecidas nos Requisitos Mínimos de Manutenção
quando substituídas por atividades de manutenção preditiva ou preventiva tecnicamente equivalentes, desde
que a substituição esteja respaldada em Laudo Técnico assinado por engenheiro de manutenção qualificado e
habilitado e pelo Responsável Técnico da empresa perante o CREA.
3.2.2 Serão consideradas atendidas no prazo as atividades realizadas dentro das tolerâncias definidas nos
Requisitos Mínimos de Manutenção, as quais já consideram eventuais reprogramações de intervenções por
interesse sistêmico.
3.3 A TRANSMISSORA deverá disponibilizar o plano de manutenção de suas INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO de REDE BÁSICA para o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, por meio do sistema de
acompanhamento da manutenção do ONS.
3.3.1 Os planos de manutenção deverão ser atualizados no sistema de acompanhamento da manutenção,
anualmente, entre o primeiro dia do mês de agosto e o último dia do mês de novembro.
3.3.2 Os planos de manutenção serão validados automaticamente pelo sistema de acompanhamento da
manutenção e somente serão aceitos quando em conformidade com os Requisitos Mínimos de Manutenção.
3.3.3 As manutenções decorrentes de manutenções preditivas ou preventivas previamente cadastradas no
sistema de acompanhamento da manutenção poderão ser acrescentadas ao plano de manutenção da
TRANSMISSORA desde que informadas no sistema de acompanhamento da manutenção em até 30 dias
contados do término da manutenção preditiva ou preventiva originária.

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Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 33 de 59
3.4 O ONS deverá verificar sistematicamente, por meio de registros, a execução dos planos de manutenção
das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de REDE BÁSICA, alertando às TRANSMISSORAS e à ANEEL sobre os desvios
observados.
3.4.1 Anualmente, o ONS encaminhará para a ANEEL, até o nonagésimo dia do ano corrente, relatório de
acompanhamento da manutenção do ano anterior, destacando os indicadores de execução dos planos de
manutenção por TRANSMISSORA.
3.4.2 O banco de dados referente ao sistema de acompanhamento da manutenção deverá ser
disponibilizado para a ANEEL por meio de acesso remoto, através de link que permita acessos simultâneos de
servidores devidamente cadastrados.
4 MANUTENÇÃO BASEADA NA CONDIÇÃO OU NA CONFIABILIDADE
4.1 Quando da adoção de técnicas de manutenção baseadas na condição ou na confiabilidade, a
TRANSMISSORA deverá:
a) disponibilizar no sistema de acompanhamento da manutenção um plano de manutenção baseado no
tempo, respeitando os Requisitos Mínimos de Manutenção;
b) executar atividades de manutenção preditiva com frequência igual ou superior à estabelecida nos
Requisitos Mínimos de Manutenção; e
c) informar no sistema de acompanhamento da manutenção o registro de identificação do Laudo Técnico
que justifique, com base nas técnicas de manutenção adotadas, a postergação da manutenção
preventiva, caso ela não seja realizada até o período definido nos Requisitos Mínimo de Manutenção.
4.1.1 O Laudo Técnico deverá conter as referências técnicas, os dados e as informações utilizados, os
históricos de grandezas físicas utilizadas, as respectivas curvas de tendência e o detalhamento da análise da
condição do equipamento que justifiquem a postergação da manutenção preventiva baseada no tempo.
4.1.2 O Laudo Técnico deverá ser assinado por engenheiro de manutenção qualificado e habilitado e pelo
Responsável Técnico da empresa perante o CREA.
5 REFERÊNCIAS
Arts. 6°, 29 e 31 da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
Art. 34 da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995.
Arts. 2° e 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.

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Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 34 de 59
Incisos IV, XIV, XV e XVI do art.4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997.
Processo SIC n° 48500.006738/2013-07.
6 ANEXOS
6.1 ANEXO I – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO.

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Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 35 de 59
ANEXO I – REQUISITOS MÍNIMOS DE MANUTENÇÃO
1. Requisitos Mínimos de Manutenção
1.1. Os Requisitos Mínimos de Manutenção definem as atividades mínimas de manutenção preditiva e
preventiva e suas periodicidades para transformadores de potência e autotransformadores, reatores de
potência, banco de capacitores paralelos, disjuntores, chaves seccionadoras, transformadores para
instrumentos, para-raios, linhas de transmissão e para chaves de alta velocidade, medidores de tensão e
corrente, filtros e válvulas de INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO em Corrente Contínua em Alta Tensão (CCAT).
1.2. As atividades e periodicidades de manutenção para outros equipamentos, inclusive para os sistemas
de proteção e serviços auxiliares, apesar de não constarem nos Requisitos Mínimos de Manutenção, devem
estar especificadas nos planos de manutenção das TRANSMISSORAS.
1.3. As atividades estabelecidas neste documento não constituem o conjunto completo de atividades
necessárias à manutenção dos equipamentos e linhas de transmissão, mas o mínimo aceitável do ponto de vista
regulatório. Assim, cabe à TRANSMISSORA estabelecer seu plano de manutenção, com base nas normas
técnicas, nos manuais dos fabricantes, nas boas práticas de engenharia e nos conhecimentos específicos
adquiridos pelas TRANSMISSORAS na manutenção dos equipamentos, a fim de garantir a prestação do serviço
adequado e a conservação das instalações sob sua concessão.
1.4. A partir dos resultados das manutenções preditivas e preventivas a TRANSMISSORA deve programar
as manutenções decorrentes ou monitorar as anomalias verificadas.
1.5. As manutenções preventivas só poderão ser realizadas em intervalos superiores aos estabelecidos
neste plano quando forem adotadas técnicas de manutenção baseadas na condição ou na confiabilidade. Neste
caso, deverá ser apresentado Laudo Técnico que aponte a condição do equipamento que justifique a
postergação da manutenção preventiva baseada no tempo.
2. Manutenção Preditiva
2.1. As atividades mínimas de manutenção preditiva em subestações consistem em:
a) Inspeções Termográficas nos equipamentos e em suas conexões;
b) Ensaios do Óleo Isolante dos equipamentos.
2.2. As inspeções termográficas em subestações devem ser realizadas, no mínimo, a cada seis meses,
devendo ser avaliados todos os equipamentos de alta tensão da subestação e não apenas as conexões.
2.3. Para os ensaios do óleo isolante, como envolvem equipamentos específicos, os critérios e
periodicidades estão definidos no item referente aos equipamentos.

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Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 36 de 59
2.4. As inspeções visuais devem ser realizadas regularmente visando verificar o estado geral de
conservação da subestação, incluindo a limpeza dos equipamentos, a qualidade da iluminação do pátio e a
adequação dos itens de segurança (por exemplo, extintores e sinalização). Durante as inspeções visuais devem
ser verificados, entre outras coisas, a existência de vazamentos de óleo, gás ou água nos equipamentos e de
ferrugem e corrosão em equipamentos e estruturas metálicas, a existência de vibração e ruídos anormais, o
nível de óleo, gás e água dos principais equipamentos e o estado de conservação dos armários e canaletas e as
condições dos aterramentos.
2.5. A partir de 6 de julho de 2020, as TRANSMISSORAS devem verificar localmente o estado de
conservação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO teleassistidas, sem assistência local, em periodicidade mínima
mensal.
3. Transformadores de Potência e Autotransformadores
3.1. As atividades mínimas de manutenção em transformadores e autotransformadores consistem em:
a) Análise dos gases dissolvidos no óleo isolante;
b) Ensaio físico-químico do óleo isolante;
c) Manutenção preventiva periódica.
3.2. A análise dos gases dissolvidos e o ensaio físico-químico do óleo isolante devem ser realizados
conforme as normas técnicas específicas e com a periodicidade definida na Tabela 6.
3.3. A manutenção preventiva periódica de transformadores deve ser repetida em período igual ou inferior
a 72 meses, com a realização, no mínimo, das seguintes atividades:
•
Inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e corrosão nas partes metálicas;
•
Verificação da existência de vazamentos de óleo isolante;
•
Verificação da existência de vazamentos de gás;
• Verificação do estado de conservação das vedações dos painéis;
• Verificação do aterramento do tanque principal;
• Verificação do funcionamento dos circuitos do relé de gás, do relé de fluxo e da válvula de alívio de
pressão do tanque principal;
•
Verificação do estado de saturação do material secante utilizado na preservação do óleo isolante;
• Verificação do adequado funcionamento das bolsas e membranas do conservador;
• Verificação dos indicadores de nível do óleo isolante e dos indicadores de temperatura;
•
Verificação do funcionamento dos ventiladores e bombas do sistema de resfriamento;
•
Verificação da comutação sob carga na função manual e automática;
•
Verificação do nível do óleo do compartimento do comutador;
• Inspeção da caixa de acionamento motorizado do comutador;
• Ensaios de fator de potência e de capacitância das buchas com derivação capacitiva.

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Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 37 de 59
3.4. Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas e do número de comutação (em
transformadores com comutador em carga) deve ser avaliada a necessidade de realização das seguintes
atividades na manutenção preventiva periódica:
•
Inspeção interna do comutador;
•
Verificação do estado das conexões elétricas do comutador e do sistema de isolação;
•
Verificação do desgaste dos contatos elétricos e troca dos componentes desgastados;
• Ensaio de relação de transformação nos pontos de comutação central e extremos;
• Verificação do estado do óleo isolante dos comutadores (quando aplicável);
•
Verificação do mecanismo de acionamento do comutador;
•
Ensaios de fator de potência, de resistência de isolamento e de resistência ôhmica dos enrolamentos.
3.5. A Tabela 6 resume as atividades mínimas e periodicidades para a manutenção de transformadores de
potência e autotransformadores.
Tabela 6 – Resumo manutenção de transformadores de potência e autotransformadores
Atividade Periodicidade máxima (meses)
Análise de gases dissolvidos no óleo isolante 6
Ensaio físico-químico do óleo isolante 24
Manutenção preventiva periódica 72
4. Reatores de Potência
4.1. As atividades mínimas de manutenção em reatores consistem em:
a) Análise dos gases dissolvidos no óleo isolante;
b) Ensaio físico-químico do óleo isolante;
c) Manutenção preventiva periódica.
4.2. A análise dos gases dissolvidos e o ensaio físico-químico do óleo isolante devem ser realizados
conforme as normas técnicas específicas e com a periodicidade definida na Tabela 7.
4.3. A manutenção preventiva periódica de reatores deve ser repetida em período igual ou inferior a 72
meses, com a realização, no mínimo, das seguintes atividades:
•
Inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e corrosão nas partes metálicas;
•
Verificação da existência de vazamentos de óleo isolante;
•
Verificação do estado de conservação das vedações dos painéis;
• Verificação do aterramento do tanque principal;
• Verificação do funcionamento dos circuitos do relé gás, do relé de fluxo e da válvula de alívio de
pressão do tanque principal;
•
Verificação do estado de saturação do material secante utilizado na preservação do óleo isolante;

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 38 de 59
• Verificação do adequado funcionamento das bolsas e membranas do conservador;
•
Verificação dos indicadores de nível do óleo isolante e dos indicadores de temperatura;
•
Verificação do funcionamento dos ventiladores e bombas do sistema de resfriamento;
•
Ensaios de fator de potência e de capacitância das buchas com derivação capacitiva.
4.4. Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas deve ser avaliada a necessidade de
realização dos ensaios de fator de potência, de resistência de isolamento e de resistência ôhmica dos
enrolamentos.
4.5. A Tabela 7 resume as atividades mínimas e periodicidades para a manutenção de reatores.
Tabela 7 – Resumo manutenção de reatores
Atividade Periodicidade máxima (meses)
Análise de gases dissolvidos no óleo isolante 6
Ensaio físico-químico do óleo isolante 24
Manutenção preventiva periódica 72
5. Banco de Capacitores Paralelos e Filtros
5.1. As manutenções preventivas de bancos de capacitores paralelos devem ser realizadas, no mínimo, a
cada 36 meses e as de filtros, no mínimo, a cada 48 meses, quando devem ser realizadas as seguintes atividades:
•
Inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e incrustações;
•
Inspeção geral das conexões e verificação da existência de vazamentos e deformações;
• Medição da capacitância;
• Medição da resistência;
•
Reaperto de conexões e substituição de componentes, quando necessário.
6. Disjuntores e Chaves de Alta Velocidade
6.1. As manutenções preventivas periódicas de disjuntores e de chaves de alta velocidade devem ser
realizadas, no mínimo, a cada 72 meses e consistem nas seguintes atividades mínimas de manutenção:
•
Verificação geral na pintura, estado das porcelanas e corrosão;
•
Inspeção geral das conexões;
•
Remoção de indícios de ferrugem;
• Lubrificação, onde aplicável;
• Verificações do sistema de acionamento e acessórios;
•
Verificação do funcionamento de densímetros, pressostatos e manostatos;
•
Verificações do circuito de comando e sinalizações e dos níveis de alarmes;
•
Verificação de vazamento em circuitos hidráulicos e amortecedores;
• Verificação de vazamentos de gás ou óleo;

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Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 39 de 59
• Execução de ensaios de resistência de contatos do circuito principal;
•
Execução de ensaios nas buchas condensivas com tap capacitivo;
•
Medição dos tempos de operação: abertura e fechamento;
•
Verificação das bobinas e sistema antibombeamento;
• Teste do comando local e a distância e acionamento do relé de discordância de polos;
• Verificação do tanque de ar e do óleo do compressor;
•
Ensaios de fator de potência e capacitância dos capacitores de equalização, quando for o caso;
•
Ensaios de capacitância e indutância dos equipamentos do circuito ressonante, quando for o caso.
6.2. No caso de disjuntores GVO, além das atividades do item 6.1:
•
Ensaio de rigidez dielétrica do óleo.
• Ensaio de resistência de isolamento no circuito principal.
6.3. No caso de disjuntores a PVO, além das atividades do item 6.1:
• Ensaios de fator de potência ou de resistência de isolamento do disjuntor.
6.4. No caso de disjuntores a ar comprimido, além das atividades do item 6.1:
• Verificação dos reservatórios de ar comprimido;
•
Ensaios nos reservatórios de ar comprimido, quando necessário.
6.5. No caso de disjuntores a SF6, além das atividades do item 6.1:
•
Reposição de gás SF6.
6.6. A partir dos resultados das manutenções preditivas, preventivas e do número de operações dos
disjuntores, deve ser avaliada a necessidade de abertura da câmara de extinção e da substituição de contatos,
vedações, rolamentos, buchas, molas, gatilhos, amortecedores e componentes elétricos do painel.
7. Chaves Seccionadoras, Transformadores para Instrumento, Para-Raios e Medidores em CCAT
7.1. As manutenções preventivas periódicas de chaves seccionadoras, transformadores para instrumento,
para-raios e medidores de tensão e corrente em CCAT devem ser realizadas no mínimo a cada 72 meses,
preferencialmente coincidindo com a manutenção preventiva do equipamento principal da FUNÇÃO
TRANSMISSÃO (FT) a qual estes equipamentos estão associados, buscando o aproveitamento dos desligamentos
e uma maior disponibilidade da FT.
7.2. As manutenções em chaves seccionadoras, transformadores para instrumentos, para-raios e
medidores de tensão e corrente em CCAT devem ser registradas no sistema de acompanhamento de
manutenção do ONS, relacionando estas atividades ao equipamento principal da FUNÇÃO TRANSMISSÃO (FT).

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Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 40 de 59
7.3. Para as chaves seccionadoras, as atividades mínimas de manutenção a serem realizadas nas
manutenções preventivas periódicas são:
•
Inspeção geral do estado de conservação;
•
Verificação da necessidade de limpeza, lubrificação ou substituição dos contatos;
•
Inspeção dos cabos de baixa tensão e de aterramento;
• Inspeção do armário de comando e seus componentes;
• Inspeção e limpeza de isoladores, das colunas de suporte e dos flanges dos isoladores;
•
Lubrificação dos principais rolamentos e articulações das hastes de acoplamento, quando aplicável;
•
Verificação do funcionamento dos controles locais e da operação manual;
•
Verificação dos ajustes das chaves de fim de curso;
• Verificação de ajustes, alinhamento e simultaneidade de operação das fases;
• Verificação da operação da resistência de aquecimento.
7.4. Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas deve ser avaliada a necessidade de
realização dos ensaios de medição de resistência de contato.
7.5. No caso de transformadores para instrumento e medidores de tensão e corrente em CCAT, as
atividades mínimas de manutenção preventiva consistem em:
•
Verificações do estado geral de conservação;
•
Inspeção geral das conexões;
• Verificações da limpeza de isoladores;
• Verificação da existência de vazamentos de óleo isolante e/ou gás;
•
Reposição de óleo e/ou gás SF6;
•
Verificação do estado do material secante utilizado.
7.6. Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas deve ser avaliada a necessidade de
realização dos ensaios de resistência de isolação e de fator de potência.
7.7. Na manutenção preventiva de para-raios devem ser realizadas verificações gerais do estado de
conservação das ferragens e da porcelana, dos invólucros, dos miliamperímetros e dispositivo contador de
descargas, caso existam.
8. Linhas de Transmissão
8.1. A atividade mínima de manutenção para as linhas de transmissão é a inspeção de rotina, que deve ser
realizada, no mínimo, a cada doze meses.
8.2. Nas inspeções de rotina devem ser verificados: o estado geral da linha de transmissão, a situação dos
estais, a integridade dos cabos condutores e para-raios, a estabilidade das estruturas, a integridade das cadeias

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Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 41 de 59
de isoladores, a situação dos acessos às estruturas, a proximidade da vegetação aos cabos, a existência de
vegetação que coloque em risco a operação da linha de transmissão em caso de incidência de queimadas e os
casos de invasão de faixa de servidão.
8.3. Os cronogramas de inspeções e execução de serviços de limpeza de faixas de servidão devem ser
informados em sistema da ANEEL, à critério da fiscalização.
8.4. Nas inspeções de rotina para verificação da proximidade da vegetação aos cabos e da existência de
vegetação que coloque em risco a operação da linha de transmissão em caso de incidência de queimadas, a
critério a fiscalização, deverá ser utilizado o aplicativo da ANEEL para dispositivos móveis específico para esta
finalidade, de modo que sejam registradas evidências fotográficas geoespacializadas que representem
nitidamente as situações de todos os vãos das linhas de transmissão. Nos vãos em que forem constatadas
necessidades de realização de podas e/ou roçadas, deverão ser registradas novas evidências fotográficas
geoespacializadas após a realização dessas atividades.
8.5. A partir da análise do desempenho da linha de transmissão e dos resultados das inspeções regulares
de rotina deve ser avaliada a necessidade de inspeções detalhadas das estruturas, inspeções termográficas,
inspeções noturnas para observação de centelhamento em isolamentos ou de inspeções específicas para
identificação de defeitos (oxidação de grelhas, estado das cadeias, danificação de condutores internos a
grampos de suspensão ou espaçadores, degradação dos aterramentos (contrapesos), etc.). Também deve ser
avaliada a necessidade de medição da resistência de aterramento em estruturas onde haja suspeita de mau
desempenho do sistema de aterramento, de verificação de tração de estais e de manutenção preventiva e
corretiva em estruturas, cabos e acessórios.
8.6. Deve ser avaliada a necessidade de realização de inspeções adicionais nas áreas com risco potencial
de vandalismo (trechos urbanos com alta concentração demográfica), áreas de implantação industrial (com alta
concentração de poluentes) e áreas junto ao litoral.
8.7. As TRANSMISSORAS devem manter cadastro atualizado das linhas de transmissão, contendo as
restrições ambientais e as periodicidades de podas e roçadas recomendadas internamente, bem como as
dificuldades legais de realização de limpeza de faixa.
9. Válvulas
9.1. A manutenção preventiva periódica de válvulas de INSTALAÇÃO DE TRANSMISSÃO em CCAT deve ser
repetida em período igual ou inferior a 24 meses, com a realização, no mínimo, das seguintes atividades:
•
Inspeção do estado geral de conservação: limpeza e corrosão nas partes metálicas;
• Inspeção da conexão elétrica com o eletrodo;
• Verificação dos tiristores e dos circuitos snubbers nos módulos das válvulas;
•
Verificação dos barramentos de conexão nos módulos das válvulas;
•
Verificação das conexões e dos tubos do circuito de resfriamento;
•
Verificação do sistema de detecção de vazamento de água das válvulas;

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Requisitos Mínimos de Manutenção 4.2 1 01/01/2023 42 de 59
• Inspeção e limpeza dos isoladores, das colunas de suporte e dos flanges dos isoladores;
•
Inspeção, limpeza e verificação do adequado funcionamento do sistema de resfriamento das válvulas;
•
Inspeção, limpeza e verificação do adequado funcionamento do sistema de ventilação das válvulas;
•
Inspeção, limpeza e verificação do adequado funcionamento do sistema anti-incêndio da sala das
válvulas.
9.2. Os ensaios de fator de potência e de capacitância das buchas com derivação capacitiva devem ser
realizados, no mínimo, a cada 72 meses.
10. Resumo das Periodicidades de Manutenção
10.1. A Tabela 8 apresenta o resumo das periodicidades e das tolerâncias para a realização das atividades
de manutenção, as quais consideram as eventuais reprogramações de intervenções por interesse sistêmico.
Tabela 8 – Resumo das atividades de manutenção
Periodicidades
Tolerância

Atividade Equipamento máximas
(meses)
(meses)
Inspeções Termográficas Equipamentos de Subestações 6 1
Transformadores de Potência ou
Análise de gases dissolvidos no
Autotransformadores 6 1
óleo isolante
Reatores de Potência
Transformadores de Potência ou
Ensaio físico-químico do óleo
Autotransformadores 24 4
isolante
Reatores de Potência
Transformadores de Potência ou
Autotransformadores
Reatores de Potência
Disjuntores
Chave Seccionadora
Manutenção Preventiva Periódica 72 12
Chave de Alta Velocidade
Medidores de Tensão e Corrente em
CCAT
Transformadores para Instrumento
Para-raios
Manutenção Preventiva Periódica Banco de Capacitores Paralelos 36 6
Manutenção Preventiva Periódica Filtros 48 8
Manutenção Preventiva Periódica Válvulas 24 4
Inspeção de Rotina Linha de Transmissão 12 2

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Qualidade 4.3 1 01/01/2023 43 de 59
SEÇÃO 4.3 – QUALIDADE
1 OBJETIVO
1.1 Estabelecer as disposições relativas à qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica,
associada à disponibilidade e à CAPACIDADE OPERATIVA das instalações sob responsabilidade de
TRANSMISSORA integrantes da REDE BÁSICA e das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
DESTINADAS A INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS (II) que se conectam à REDE BÁSICA.
2 ASPECTOS GERAIS
2.1 A qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica será medida com base na
disponibilidade e na CAPACIDADE OPERATIVA das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO.
2.1.1 O ONS deverá disponibilizar em seu sítio e encaminhar à ANEEL, até o quinto dia útil do mês de junho
de cada ano, relatório técnico contendo os atrasos, as indisponibilidades, as restrições de CAPACIDADE
OPERATIVA e os descontos das parcelas variáveis associadas a cada evento, apurados de junho do ano anterior
a maio do ano em curso, para as FT integrantes das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de que tratam esta Seção.
2.1.2 O ONS deve encaminhar à ANEEL, até o dia 31 de março de cada ano, a disponibilidade anual das FT –
Conversoras apurada no ano civil anterior.
2.1.3 Quando o número de OUTROS DESLIGAMENTOS de uma FT ultrapassar o correspondente PADRÃO DE
FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS, conforme estabelecido no Anexo I, apurado no período contínuo
de 12 (doze) meses anteriores ao mês de início da apuração, o ONS deverá informá-lo à ANEEL para fins de
fiscalização.
2.1.4 Não se aplicam os fatores Ko e Kp estabelecidos no Anexo I para as instalações integrantes de
concessão decorrente de licitação cujos fatores Ko e Kp estejam estabelecidos nos respectivos editais de
licitação, nos contratos de concessão ou em resoluções autorizativas.
2.2 A presente Seção, no que diz respeito a FT – Conversora, será objeto de Avaliação de Resultado
Regulatório – ARR até 1º de janeiro de 2026.
3 APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL
3.1 A exceção da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA, o período da indisponibilidade e o período e
a magnitude da restrição da CAPACIDADE OPERATIVA devem ser apurados pelo ONS para cada evento com
duração igual ou superior a 1 (um) minuto, sem prejuízo da aplicação de penalidades.

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3.1.1 Aplica-se PARCELA VARIÁVEL POR ATRASO NA ENTRADA EM OPERAÇÃO (PVA) a uma FT quando
ocorrer ATRASO NA ENTRADA EM OPERAÇÃO da referida FT.
3.1.2 Aplica-se PARCELA VARIÁVEL POR INDISPONIBILIDADE (PVI) a uma FT quando ocorrer DESLIGAMENTO
PROGRAMADO ou OUTROS DESLIGAMENTOS da referida FT.
3.1.3 Aplica-se PVI, com os mesmos parâmetros de OUTROS DESLIGAMENTOS, a uma FT assistida
remotamente enquanto ela permanecer energizada e houver impossibilidade de utilização de seus
operação4.
equipamentos para manobra ou
3.1.4 Aplica-se PARCELA VARIÁVEL POR RESTRIÇÃO OPERATIVA (PVRO) a uma FT quando houver restrição
de CAPACIDADE OPERATIVA da referida FT.
3.1.5 O desconto da parcela variável correspondente a FT constituída por instalações sob responsabilidade
de mais de uma concessão deverá ser aplicado à parcela de receita associada às instalações da TRANSMISSORA
responsável pelo evento.
FT – Conversora
3.2 As TRANSMISSORAS devem informar ao ONS o início e o término de cada INDISPONIBILIDADE NA FT –
CONVERSORA e a redução da capacidade de transmissão de potência dela resultante.
3.2.1 As TRANSMISSORAS devem manter os dados de forma auditável para fins de fiscalização.
3.3 As INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA resultam na aplicação de PARCELA VARIÁVEL DE FT –
CONVERSORA (PVC).
3.3.1 Não se aplica PVI ou PVRO em FT – Conversora.
3.4 Para cada INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA, o ONS deve calcular a DURAÇÃO REAL DA
INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA e a DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE NA FT –
CONVERSORA.
3.4.1 A DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA deve ser calculada da
seguinte forma:
𝑁
𝑃𝑗
𝐷𝐸𝐼= ∑(𝑑𝑗∙ ) Eq.1
𝑃𝑛𝑜𝑚
𝑗=1
onde:
4 Esse dispositivo passará a vigorar a partir de 6/7/2021.

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DEI: DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA;
N: Número de alterações na capacidade de transmissão de potência durante a INDISPONIBILIDADE NA
FT – CONVERSORA;
dj: Período da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA, em minutos, com a redução de capacidade
Pj;
Pj: Capacidade de transmissão de potência, em MW, reduzida no período dj em consequência da
INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA; e
Pnom: Capacidade nominal contratada de transmissão de potência, em MW.
3.4.2 Quando houver mais de uma INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA no mesmo período, para o
cálculo da DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA deve ser considerada a
parcela incremental de redução da capacidade de transmissão de potência causada pela INDISPONIBILIDADE NA
FT – CONVERSORA.
3.5 A disponibilidade anual da FT – Conversora deve ser calculada pelo ONS, para cada ano civil, da
seguinte forma:
𝑁𝐼
1

𝐷𝐼𝑆𝑃𝑎% = 100 ∙[1 − ∙𝐷∙∑𝐷𝐸𝐼𝑖 ] Eq.2
24 ∙60
𝑖=1
onde:
DISPa: Disponibilidade anual;
D: Número de dias no ano;
NI: Número de INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA no ano; e
DEIi: DURAÇÃO EQUIVALENTE DA INDISPONIBILIDADE I NA FT – CONVERSORA;
Equipamento reserva remunerado
3.6 A TRANSMISSORA deverá informar ao ONS quando ocorrer:
a) a utilização de equipamento reserva remunerado para manter uma FT em operação;
b) a indisponibilidade de equipamento reserva remunerado; e
c) o retorno de equipamento reserva remunerado à condição de disponível.

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3.6.1 Em lugar da aplicação da PVI, será descontada parcela da RECEITA ANUAL PERMITIDA (RAP):
a) de equipamento substituído por equipamento reserva remunerado considerando o período em que o
equipamento substituído não estiver sendo utilizado para manter em operação uma FT, devendo,
neste caso, não ser aplicado desconto na parcela da RAP do equipamento reserva remunerado; e
b) de equipamento reserva remunerado considerando o período em que estiver indisponível.
3.6.2 Quando o equipamento reserva remunerado informado como disponível não puder ser utilizado, o
período de que trata a alínea b) do item 3.6.1 deverá ser acrescido do período compreendido entre a data da
solicitação pelo ONS para utilização e a última data informada como de retorno do equipamento reserva
remunerado à condição de disponível ou, na ausência dessa informação, a data mais recente estabelecida no
TERMO DE LIBERAÇÃO para operação comercial.
Queimada ou incêndio florestal
3.7 A TRANSMISSORA deverá requerer aos órgãos ambientais competentes as autorizações para a
execução de ações necessárias para preservar a disponibilidade e a plena CAPACIDADE OPERATIVA das
instalações sob sua responsabilidade.
3.7.1 Aplica-se PVI ou PVRO, respectivamente, no caso de indisponibilidade ou restrição operativa de FT em
função de risco ou ocorrência de queimada ou incêndio florestal.
3.7.2 Na aplicação da PVRO o ONS deverá estabelecer os valores das restrições de curta e longa duração,
devendo ser atribuído o valor de 100 % (cem por cento) para o caso de haver risco ou ocorrência de queimada
ou incêndio florestal que resulte na impossibilidade do uso de FT disponível.
3.7.3 A TRANSMISSORA responsável por instalações nas regiões com maior risco de queimada ou incêndio
florestal deverá encaminhar até 31 de dezembro de cada ano relatório à ANEEL e ao ONS apresentando as ações
planejadas e executadas de forma a garantir a disponibilidade e a plena CAPACIDADE OPERATIVA dessas
instalações.
3.7.4 Caso ocorra queimada ou incêndio florestal em áreas que não estejam sob responsabilidade da
TRANSMISSORA, ela poderá requerer ao ONS a recontabilização da PVI ou da PVRO correspondente,
apresentando as respectivas comprovações das ações adotadas nas áreas sob sua responsabilidade.
3.7.5 Caso os órgãos ambientais não concedam as autorizações por razões que não estejam sob
responsabilidade da TRANSMISSORA, ela poderá requerer ao ONS a recontabilização da PVI ou da PVRO
correspondente apresentando as análises e conclusões dos órgãos ambientais.
4 CÁLCULO E LIMITES DA PARCELA VARIÁVEL

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4.1 O valor da PVA será calculado conforme os seguintes critérios:
a) o período de atraso será limitado em 90 (noventa) dias para efeito de desconto;
b) o valor por dia de atraso nos primeiros 60 (sessenta) dias corresponderá a 25% (vinte e cinco por cento)
do valor "pro rata-dia" do PB da FT; e
c) o valor por dia de atraso entre o 61º (sexagésimo primeiro) dia e o 90º (nonagésimo) dia corresponderá
ao valor "pro rata-dia" do PB da FT.
4.1.1 O valor da PVA será descontado em parcelas iguais nos (18) dezoito primeiros meses a partir da entrada
em operação comercial da FT.
4.1.2 A PVA aplicada pelo ONS poderá ser recontabilizada caso a ANEEL, mediante solicitação da
TRANSMISSORA, isente parcial ou totalmente a responsabilidade da TRANSMISSORA pelo atraso.
4.2 O valor da PVI será calculado da seguinte forma:
𝑁𝑃 𝑁𝑂
𝑃𝐵

𝑃𝑉𝐼= 𝐷. (𝐾𝑝. ∑𝑃𝐴𝐷𝑃𝑖 + ∑(𝐾𝑜𝑗. 𝑃𝐴𝑂𝐷𝑗) ) Eq.3
24.60.
𝑖=1 𝑗=1
sendo:
D: Número de dias no mês da ocorrência;
24.60.D: Número de minutos no mês da ocorrência;
PB: PAGAMENTO BASE da FT relativo ao mês de início da ocorrência do evento;
PADPi: Período Associado a DESLIGAMENTO PROGRAMADO i, em minutos;
PAODj: Período Associado a OUTRO DESLIGAMENTO j, em minutos;
KP: Fator multiplicador para DESLIGAMENTO PROGRAMADO (Anexo I);
KO: Fator multiplicador para OUTROS DESLIGAMENTOS (Anexo I), sendo que esse fator será reduzido
para KP após o 300° minuto;
NP: Número de DESLIGAMENTOS PROGRAMADOS da FT ocorrido ao longo do mês; e
NO: Número de OUTROS DESLIGAMENTOS da FT ocorrido ao longo do mês.
4.2.1 O desligamento de FT na qual esteja sendo realizada intervenção programada junto ao ONS em
instalação energizada será classificado como OUTROS DESLIGAMENTOS, utilizando-se o fator Ko igual ao Kp, não
devendo ser considerado no cômputo do PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS.

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4.2.2 O desligamento de FT para INTERVENÇÃO DE URGÊNCIA será classificado como OUTROS
DESLIGAMENTOS, utilizando-se o fator Ko igual a 50 (cinquenta).
4.2.3 Quando, por responsabilidade da TRANSMISSORA, a duração do DESLIGAMENTO PROGRAMADO de
uma FT for superior ao período estabelecido junto ao ONS, o período de atraso será classificado como OUTROS
DESLIGAMENTOS, utilizando-se o fator Kp multiplicado por 1,5 (um e meio) nos primeiros 30 minutos de atraso
e o fator Kp multiplicado por 5 (cinco) no período subsequente, não devendo ser considerado no cômputo do
PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS.
4.2.4 Se o ONS solicitar o religamento de uma FT, após a TRANSMISSORA informar ao ONS que a referida FT
está apta a ser religada, e essa FT não for religada, ela será considerada indisponível e o período subsequente à
informação da TRANSMISSORA considerado como OUTROS DESLIGAMENTOS, não devendo ser considerado no
cômputo do PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS.
4.2.5 Se o ONS solicitar o religamento de uma FT disponível que esteja desligada por conveniência operativa
e essa FT não for religada, ela será considerada indisponível e o período subsequente à solicitação do ONS
considerado como OUTROS DESLIGAMENTOS, não devendo ser considerado no cômputo do PADRÃO DE
FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS.
4.2.6 Quando a duração do DESLIGAMENTO PROGRAMADO for menor do que o período estabelecido junto
ao ONS, a PVI para o período entre o retorno à disponibilidade e o final do período programado será calculada
sobre 20% (vinte por cento) do período programado junto ao ONS e não utilizado.
4.3 O valor da PVRO será calculado da seguinte forma:
𝑁𝑅𝐿 𝑁𝑅𝐶
𝑃𝐵

𝑃𝑉𝑅𝑂= 𝐷. (∑(𝑅𝑂𝐿𝑖. 𝐷𝑅𝑂𝐿𝑖) + ∑(𝑅𝑂𝐶𝑐. 𝐷𝑅𝑂𝐶𝑐) ) Eq.4
24.60.
𝑖=1 𝑐=1
sendo:
D: Número de dias no mês da ocorrência;
24.60.D: Número de minutos no mês da ocorrência;
PB: PAGAMENTO BASE da FT relativo ao mês de início da ocorrência do evento;
ROL: Redução proporcional da CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA DURAÇÃO;
ROC: Redução proporcional da CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO;
DROL: Duração, em minutos, de uma restrição operativa de longa duração que ocorreu durante o mês
para a FT submetida à restrição;
DROC: Duração, em minutos, de uma restrição operativa de curta duração que ocorreu durante o mês
para a FT submetida à restrição;

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Qualidade 4.3 1 01/01/2023 49 de 59
NRL: Número de restrições operativas de longa duração no mês; e
NRC: Número de restrições operativas de curta duração no mês.
4.3.1 A redução da CAPACIDADE OPERATIVA DE CURTA DURAÇÃO e a redução da CAPACIDADE OPERATIVA
DE LONGA DURAÇÃO da FT serão estabelecidas tendo como referência o valor contratado, independentemente
da necessidade operacional do sistema.
4.3.2 Caso ocorra um evento que altere o valor da restrição operativa temporária da FT, a PVRO será
calculada com base na nova condição, a partir do momento de sua ocorrência.
4.3.3 Na FT - Transformação em que houver indisponibilidade apenas do enrolamento terciário, será
aplicada a PVRO de forma proporcional à razão entre a capacidade do enrolamento terciário e a capacidade
total da FT.
4.3.4 A aplicação da PVRO de uma FT cessará quando a TRANSMISSORA informar ao ONS a eliminação da
restrição operativa ou a permanência da restrição operativa devida a terceiro.
4.4 O valor da PVC será calculado da seguinte forma:
𝑁𝐼 𝑁
𝑃𝐵 𝐾𝑖𝑗∙𝑃𝑖𝑗
𝑃𝑉𝐶= ∙𝐷∙∑[∑𝑑𝑖𝑗 ∙(0,025 + )]
Eq.5
24 ∙60 𝑃𝑛𝑜𝑚
𝑖=1 𝑗=1
onde:
PB: PAGAMENTO BASE da FT – Conversora;
D: Número de dias no mês;
NI: Número de INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA no mês;
N: Número de alterações no fator K da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA i e/ou na capacidade
de transmissão de potência durante a INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA i;
dij: Período, em minutos, da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA i com a redução de capacidade
Pij e fator Kij;
Pij: Capacidade de transmissão de potência, em MW, reduzida no período dij em consequência da
INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA i; e
Pnom: Capacidade nominal contratada de transmissão de potência, em MW.
4.4.1 Para INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA NA FT – CONVERSORA aplica-se fator K igual a 5 (cinco) dentro
do período programado e igual a 7,5 (sete e meio) no período que exceder o programado.

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Qualidade 4.3 1 01/01/2023 50 de 59
4.4.2 Para INDISPONIBILIDADE DE URGÊNCIA NA FT – CONVERSORA aplica-se fator K igual a 25 (vinte e cinco)
nos primeiros 300 (trezentos) minutos da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA e igual a 5 (cinco) nos
minutos subsequentes.
4.4.3 Para OUTRAS INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA aplica-se fator K igual a 75 (setenta e cinco)
nos primeiros 300 (trezentos) minutos da INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA e igual a 5 (cinco) nos
minutos subsequentes.
4.4.4 Para OUTRAS INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA ocasionadas durante uma
INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA NA FT – CONVERSORA sem redução da capacidade de transmissão de
potência aplica-se fator K igual a 5 (cinco), desde que os riscos de OUTRAS INDISPONIBILIDADES NA FT –
CONVERSORA tenham sido informados na programação da intervenção.
4.4.5 Quando houver mais de uma INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA no mesmo período, para o
cálculo da PVC deve ser considerada a parcela incremental de redução da capacidade de transmissão de
potência causada por cada INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA.
Limites
4.5 A soma dos valores da PVC, PVI e da PVRO não poderá ultrapassar:
a) 50% (cinquenta por cento) do PB de uma FT no mês de apuração, deslocando-se para os meses
subsequentes o saldo que restar;
b) 25% (vinte e cinco por cento) do somatório dos PB de uma FT efetuados durante o período contínuo
de 12 (doze) meses, incluindo o mês anterior ao mês objeto da apuração;
c) 50% (cinquenta por cento) do somatório dos PB de uma FT associados aos equipamentos integrantes
de mais de uma concessão de transmissão de FT, para o período contínuo de 12 (doze) meses,
incluindo o mês anterior ao mês objeto da apuração; ou
d) 12,5% (doze e meio por cento) do valor da RAP da concessão para o período contínuo de 12 (doze)
meses, incluindo o mês anterior ao mês objeto da apuração, considerando-se o desconto referente
aos valores das PVI e das PVRO de todas as FT dessa concessão.
4.5.1 Quando for atingido um dos limites dos descontos correspondentes a PVI e a PVRO definidos nas
alíneas b), c) e d) e a FT continuar indisponível ou com restrição operativa temporária, o ONS deve informar à
fiscalização da ANEEL.
4.5.2 Exceto para as FT – Conversoras, decorridos 30 dias consecutivos após atingido um dos limites
definidos nas alíneas b), c) e d) sem o retorno à operação da instalação ou sem a eliminação da restrição
operativa temporária, o ONS deve realizar a suspensão do PB da FT considerando o período de indisponibilidade
ou restrição operativa após atingido um dos limites referidos.

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Qualidade 4.3 1 01/01/2023 51 de 59
4.5.3 Para as FT – Conversoras, decorridos 30 dias consecutivos após atingido um dos limites definidos nas
alíneas b) e d), caso a capacidade de transmissão de potência esteja reduzida a 0 (zero), o ONS deve realizar a
suspensão do PB da FT – Conversora.
5 ISENÇÕES NA APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL
5.1 Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento solicitado pelo ONS;
5.2 Não será considerado para aplicação da PVI o DESLIGAMENTO PROGRAMADO já iniciado e suspenso
por solicitação do ONS;
5.3 Não será considerado para aplicação da PVI os seguintes períodos para realização de manutenção
preventiva cadastrada em sistema de acompanhamento de manutenções do ONS:
a) 20 (vinte) horas, por intervenção, a cada período completo de 3 (três) anos, para a FT - Transformação
e para a FT - Controle de Reativo, exceto Compensador Síncrono;
b) 20 (vinte) horas, por intervenção, a cada período completo de 6 (seis) anos, para a FT - Linha de
Transmissão; e
c) 1080 (mil e oitenta) horas, por intervenção, a cada período completo de 5 (cinco) anos, para
Compensador Síncrono.
5.3.1 Será permitida a divisão das horas de isenção em duas intervenções, desde que as manutenções
tenham sido previamente informadas no sistema de acompanhamento de manutenções do ONS e a segunda
intervenção tenha sido planejada em decorrência da primeira.
5.3.2 O cadastro das atividades da segunda intervenção que tenha sido planejada em decorrência da
primeira deve ser feito no sistema de acompanhamento de manutenções do ONS em até 30 dias após o término
da manutenção originária.
5.3.3 Para as manutenções referidas nas alíneas a) e b) do dispositivo 5.3, deverá ser aplicada PVI utilizando
o fator Kp igual a 1 (um) para o período superior a 20 (vinte) e inferior ou igual a 30 (trinta) horas.
5.4 Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento incluído no PROGRAMA MENSAL DE
INTERVENÇÃO para implantação de:
a) AMPLIAÇÃO;
b) REFORÇO; ou
c) MELHORIA constante do PLANO DE MODERNIZAÇÃO DE INSTALAÇÕES (PMI) ou no Plano de Outorgas.

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Qualidade 4.3 1 01/01/2023 52 de 59
5.5 Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento solicitado pela TRANSMISSORA por motivo
de:
a) segurança de terceiros; ou
b) realização de serviços ou obras de utilidade pública.
5.6 Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento devido à contingência em outra instalação,
sob responsabilidade de terceiro, desde que tenha ocorrido ajuste e atuação corretos da proteção;
5.7 Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento por atuação correta de Sistema Especial
de Proteção;
5.8 Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento por falha em FT constante do PROGRAMA
MENSAL DE INTERVENÇÃO por solicitação da TRANSMISSORA não atendida pelo ONS, desde que o desligamento
tenha ocorrido a partir da data originalmente solicitada pela TRANSMISSORA;
5.9 Não será considerado para aplicação da PVI o período de até 3 (três) horas iniciais de indisponibilidade
de FT por falha de transformador integrante de FT - Transformação ou por falha de reator integrante de FT -
Controle de Reativo ou de FT - Linha de Transmissão, desde que seja substituído por correspondente
equipamento reserva;
5.10 Não será considerado para aplicação da PVI o período de até 120 (cento e vinte) horas iniciais de
indisponibilidade de uma FT - Linha de Transmissão - Cabo Isolado, por falha permanente ocorrida na FT
contendo trechos em cabo diretamente enterrado ou cabo submerso;
a) Poderá ser aplicado um período adicional em casos onde a intervenção nos cabos esteja condicionada
a atendimento de exigências de órgãos públicos e/ou remanejamento de instalações de terceiros,
mediante comprovação pela TRANSMISSORA por meio de relatório técnico;
5.11 Não será considerado para aplicação da PVI o período necessário ao religamento manual de uma FT -
Linha de Transmissão, nos termos das rotinas de recomposição do sistema constantes dos PROCEDIMENTOS DE
REDE, com o dispositivo de religamento automático desativado ou não instalado devido a restrições sistêmicas
ou por determinação do ONS;
5.12 Não será considerado para aplicação da PVI o período de intervenção em uma FT desenergizada em
consequência do desligamento para intervenção em outra FT, desde que atendidas as seguintes condições:

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Qualidade 4.3 1 01/01/2023 53 de 59
a) a intervenção deve ser solicitada em prazo igual ou superior ao definido nos PROCEDIMENTOS DE REDE
para as INTERVENÇÕES DE URGÊNCIA e está sujeita às condições relacionadas à reprogramação ou
cancelamento vinculado ao desligamento que originou a desenergização;
b) período programado ou reprogramado limitado pelo correspondente período de desligamento da FT
que originou a desenergização;
c) tempo de retorno à operação declarado igual ou inferior ao tempo declarado de retorno da FT que
originou a desenergização;
d) A indisponibilidade da FT desenergizada em consequência do desligamento para intervenção em outra
FT será classificada como DESLIGAMENTO PROGRAMADO para efeito de aplicação da PVI a partir do
retorno à operação do equipamento que originou a desenergização; e
e) Para o período de indisponibilidade que exceder o originalmente programado ou reprogramado, será
aplicado desconto conforme a condição disposta no dispositivo 4.2.3.
5.13 Não será considerado para aplicação da PVI o período de indisponibilidade vinculado a projeto de
Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica – P&D cadastrado na ANEEL e em
execução, desde que atendidas as seguintes condições:
a) não impuser reduções de confiabilidade às instalações;
b) não causar aumento de custo operacional; e
c) o desligamento for realizado em época e período mais adequados às necessidades do SIN, conforme
avaliação do ONS com as TRANSMISSORAS envolvidas.
5.14 Não será considerado para aplicação da PVI o período de 72 (setenta e duas) horas contínuas, a partir
de falha ocorrida em transformador de FT - Transformação ou reator, de FT - Controle de Reativo ou de FT -
Linha de Transmissão, para que a TRANSMISSORA realize o transporte e a instalação de outro transformador ou
reator que não esteja localizado na subestação da ocorrência;
5.15 Não será considerado para aplicação da PVI o período de limitação técnica para religamento de
compensador síncrono, compensador estático, banco de capacitores e compensação série, após desligamentos
automáticos, desde que os equipamentos e os períodos de limitação técnica estejam previamente declarados
pela TRANSMISSORA e validados pelo ONS; e
5.16 Não será considerado para aplicação da PVI o desligamento decorrente de investigações solicitadas
pela ANEEL.
5.17 Não serão considerados, para efeito da aplicação da PVI e da PVRO, assim como para registro de
desligamentos, os períodos de indisponibilidade ou de restrições operativas contidos no período de 6 (seis)

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Qualidade 4.3 1 01/01/2023 54 de 59
meses a contar da data de entrada em operação comercial de uma nova FT ou de novo equipamento principal,
conforme estabelecido no Anexo I da Seção 4.1 do Módulo 4 das Regras de Transmissão, em FT existente.
5.17.1 Para as FT energizadas em vazio devido a PENDÊNCIAS IMPEDITIVAS DE TERCEIROS (PIT) ou
PENDÊNCIA IMPEDITIVA DE CARÁTER SISTÊMICO (PCS), será concedida a isenção a partir da energização com
carga.
5.17.2 A isenção se aplica para seccionamento de FT - Linha de Transmissão, desde que os desligamentos e
as restrições operativas tenham se originado dos novos equipamentos implantados.
FT – Conversora
5.18 Os períodos de INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA NA FT – CONVERSORA contidos no PERÍODO
PREFERENCIAL DE MANUTENÇÃO são isentos de aplicação de PVC no limite de 80 (oitenta) HORAS
EQUIVALENTES.
5.18.1 No PERÍODO PREFERENCIAL DE MANUTENÇÃO devem ser realizadas as manutenções preventivas
previamente cadastradas em sistema de acompanhamento de manutenções do ONS.
5.18.2 No PERÍODO PREFERENCIAL DE MANUTENÇÃO podem ser realizadas outras atividades na FT –
Conversora desde que não comprometam a realização das manutenções preventivas programadas.
5.18.3 Para os períodos de INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA NA FT – CONVERSORA contidos no PERÍODO
PREFERENCIAL DE MANUTENÇÃO que excederem a isenção estabelecida aplica-se fator K igual a 1 (um) até o
limite de 40 HORAS EQUIVALENTES.
5.18.4 A isenção estabelecida e a redução do fator K não se aplicam para os períodos de INDISPONIBILIDADE
NA FT – CONVERSORA que excederem os períodos programados.
5.19 Para as INDISPONIBILIDADES NA FT – CONVERSORA não contempladas no dispositivo 5.18, não se
aplica PVC enquanto as HORAS EQUIVALENTES dos últimos 12 (doze) meses for menor ou igual a 20 (vinte)
horas.
5.19.1 A isenção estabelecida não se aplica para os períodos de INDISPONIBILIDADE NA FT – CONVERSORA
que excederem os períodos programados.
5.20 Não serão considerados para efeito da aplicação da PVC os períodos de INDISPONIBILIDADE NA FT –
CONVERSORA contidos no período de 12 (doze) meses a contar da data de entrada em operação comercial de
uma nova FT – conversora.
6 CRITÉRIOS ESPECIAIS NA APLICAÇÃO DA PARCELA VARIÁVEL

Assunto: Seção: Revisão: Data de Vigência: Página:
Qualidade 4.3 1 01/01/2023 55 de 59
6.1 A exceção da FT – Módulo Geral, a utilização parcial de uma FT, por solicitação do ONS, com
indisponibilidade de um dos seus terminais ou equipamentos principais, acarretará a aplicação de PVI utilizando
para cálculo o PB dos terminais em que houver equipamentos indisponíveis e/ou o PB dos equipamentos
principais indisponíveis.
6.2 No caso de indisponibilidade de equipamento que compõe a FT - Módulo Geral, exceto disjuntor, que
cause indisponibilidade de outras FT conectadas na mesma subestação, será aplicada PVI utilizando para o
cálculo o PB da FT - Módulo Geral multiplicado pela relação entre o número de outras FT indisponíveis e o total
de FT conectadas na subestação.
6.2.1 Não estando alguma FT conectada na subestação apta a ser energizada após a liberação para operação
do equipamento da FT - Módulo Geral, será aplicado a essa FT o critério do dispositivo 4.2.4.
6.2.2 No caso de indisponibilidade de disjuntores que compõem a FT – Módulo Geral, independentemente
da indisponibilidade de outras FT, será aplicada PVI utilizando para o cálculo o PB da FT – Módulo Geral
multiplicado:
a) pela divisão entre o número de disjuntores indisponíveis na FT – Módulo Geral e o total de disjuntores
da FT – Módulo Geral, no caso de arranjo barra dupla com disjuntor e meio.
b) por 50% (cinquenta por cento) nos demais arranjos de barramento.
6.3 O período de operação de uma FT - Linha de Transmissão com indisponibilidade do seu reator não
manobrável sob tensão, e com a concordância do ONS da utilidade dessa configuração, acarretará a aplicação
da PVI sobre a parcela do PB associado ao reator com fator Ko ou Kp da FT - Linha de Transmissão, durante o
período de indisponibilidade do reator.
6.3.1 Se a indisponibilidade do reator não manobrável acarretar redução da CAPACIDADE OPERATIVA da FT,
haverá também aplicação da PVRO na parcela do PB associado ao restante da FT - Linha de Transmissão.
6.4 O período de operação de uma FT - Controle de Reativo (Compensação Série) com indisponibilidade
do seu módulo de controle, e com a concordância do ONS da utilidade dessa configuração, acarretará a aplicação
da PVI utilizando para o cálculo 80% (oitenta por cento) do PB da referida FT.
6.5 O cancelamento pela TRANSMISSORA da programação de desligamento de uma FT previamente
aprovada pelo ONS, com antecedência inferior a 5 (cinco) dias em relação à data prevista, implicará desconto
equivalente a 20% (vinte por cento) do período programado.
6.5.1 O ONS poderá não aplicar desconto em desligamentos cancelados no prazo inferior ao descrito, desde
que a TRANSMISSORA encaminhe relatório técnico demonstrando que o cancelamento foi motivado por uma
das seguintes situações:

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a) condições climáticas adversas; e
b) necessidade de atendimento de urgências, emergências e/ou perturbações no sistema.
6.5.2 O desconto incidirá sobre a parcela do PB da FT - Módulo Geral de que trata o dispositivo 6.2, sobre a
parcela do PB associado ao reator não manobrável de FT Linha de Transmissão de que trata o dispositivo 6.3 e
sobre a parcela do PB associado ao módulo de controle da FT - Controle de Reativo (Compensação série).
6.6 Caso o ONS não viabilize a inclusão ou alteração de desligamento no PROGRAMA MENSAL DE
INTERVENÇÃO, para manutenção de um equipamento, ele terá que programá-lo ou reprogramá-lo dentro dos
prazos e condições definidos nos PROCEDIMENTOS DE REDE.
6.6.1 Quando ocorrer evento que cause danos no equipamento enquanto a manutenção não for realizada
em decorrência da reprogramação por parte do ONS, a TRANSMISSORA poderá ser ressarcida, mediante a
apresentação de relatório técnico:
a) comprovando que a não realização ou reprogramação do desligamento para manutenção provocou
danos no equipamento;
b) que a TRANSMISSORA efetuava corretamente a sua manutenção.
6.6.2 O relatório técnico deve ser encaminhado pela TRANSMISSORA para avaliação da ANEEL.
Caso fortuito ou força maior
6.7 Quando a TRANSMISSORA alegar, por meio de requerimento específico, que o desligamento de uma
FT for decorrente de caso fortuito ou força maior, que interfiram na prestação do serviço, o ONS avaliará a
possibilidade de desconsideração do período correspondente.
6.7.1 O requerimento, para fins de avaliação e aprovação pelo ONS, deve ser acompanhado de relatório
técnico demonstrando que o evento foi originado por caso fortuito ou força maior.
6.7.2 No caso de desligamento de emergência, o requerimento deve comprovar que esse foi realizado com
o objetivo de evitar riscos à segurança das instalações, do sistema ou de terceiros, sem tempo hábil para
programação prévia de intervenção de acordo com os PROCEDIMENTOS DE REDE.
6.7.3 Cessado o evento causador do desligamento, relativo a uma FT - Linha de Transmissão, deverão ser
observados os prazos a seguir estabelecidos, a partir dos quais será iniciada a consideração do período,
classificado como OUTROS DESLIGAMENTOS, para efeito de desconto da PVI:
a) no caso de queda ou dano de estrutura, independente de desprendimento ou queda de cabo ao solo:
20 (vinte) horas para a detecção dos locais de falha, isolamento e mobilização, adicionadas 40
(quarenta) horas para o reparo de cada estrutura afetada de circuito simples e 50 (cinquenta) horas

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para o reparo de cada estrutura afetada de circuito duplo, sem consideração de tempo adicional
referente ao PERÍODO NOTURNO; e
b) no caso de desprendimento ou queda de cabo ao solo sem queda ou dano de estrutura: 8 (oito) horas
por fase ou cabo para-raios e por trecho entre estruturas, não sendo computado o eventual PERÍODO
NOTURNO utilizado para a localização da falha.
6.7.3.1 A TRANSMISSORA poderá solicitar prorrogação do início da contagem do prazo de recomposição em
função de dificuldades para acesso ao local relacionadas com o evento causador do caso fortuito ou força maior,
sendo necessário encaminhamento de relatório para avaliação do ONS.
FT – Conversora
6.8 Os itens 6.1 a 6.7 desta Seção não se aplicam a FT – Conversora.
6.9 O cancelamento pela TRANSMISSORA de INDISPONIBILIDADE PROGRAMADA NA FT – CONVERSORA
com antecedência inferior a 5 (cinco) dias em relação à data de início prevista implicará aplicação de PVC sobre
20% (vinte por cento) do período programado, considerando a redução da capacidade de transmissão de
potência prevista na programação.
6.10 O ONS poderá não aplicar a PVC quando a TRANSMISSORA apresentar relatório técnico demonstrando
que o cancelamento foi motivado por condições climáticas adversas.
7 PROCEDIMENTOS DE LIQUIDAÇÃO
7.1 A apuração de indisponibilidades e de restrições da CAPACIDADE OPERATIVA das instalações será
considerada no sistema de apuração mensal de serviços e encargos de transmissão, relacionada a cada
TRANSMISSORA, devendo ser concluída até o 15º (décimo quinto) dia útil do mês subsequente ao da ocorrência
dos eventos e os correspondentes descontos serem efetivados a partir do mês seguinte ao da apuração.
7.2 Os valores de PVA, PVI, PVRO e PVC deverão ser simultaneamente descontados das receitas das
TRANSMISSORAS e subtraídos dos encargos de uso do sistema de transmissão devidos pelos usuários.
7.2.1 Os valores deverão ser rateados entre os usuários responsáveis pelo pagamento da receita da FT que
sofreu aplicação de PVA, PVI e/ou PVRO na proporção direta dos seus respectivos encargos de uso do mês
anterior ao de desconto.
7.2.2 Quando houver suspensão da aplicação dos descontos, caso a decisão do mérito seja favorável à
cobrança, os valores devidos deverão ser atualizados pelo ONS para o mês do início da cobrança, utilizando o
respectivo índice de atualização contratual da RECEITA ANUAL PERMITIDA (RAP).

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7.2.3 Quando houver recontabilização de descontos, os valores a serem cobrados ou devolvidos deverão ser
atualizados pelo ONS para o mês da recontabilização, utilizando o respectivo índice de atualização contratual da
RECEITA ANUAL PERMITIDA (RAP).
8 REFERÊNCIAS
Arts. 6°, 29, incisos I, II, VII e X, e 31, incisos I e IV, da Lei n° 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
Art. 25, §§ 1° e 2°, da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995.
Arts. 3°, 4°, incisos XV e XVI, 12, inciso I, e 17, § 3°, Anexo I, do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997.
Art. 75-A, inciso I do Decreto n°5.163, de 30 de julho de 2004, com redação dada pelo Decreto n° 10.272, de 12
de março de 2020.
Lei n° 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
Processo SIC n° 48500.005637/2002-31.
Processo SIC n° 48500.001934/2017-19.
Processo SIC n° 48500.002536/2017-10.
9 ANEXOS
9.1 ANEXO I – PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS E FATORES Ko E Kp.

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ANEXO I – PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS DESLIGAMENTOS E FATORES Ko E Kp.
PADRÃO DE FREQUÊNCIA DE OUTROS
FT FAMÍLIA DE FT FATOR Ko FATOR Kp
DESLIGAMENTOS (DESL./ANO)

MG (*) não possui 150 10
≤ 5km(*) 1
>5km e ≤50Km(*) 1
>50km - 230kV 3
LT 345kV 2 150 10
440kV 2
500kV 2
750kV 3

Cabo Isolado(*) não possui 50 2,5
CCAT(*) 3 50 10
Trifásico (*) 1 50 5,0
TR ≤345kV 1
150 10
>345kV 1
≤345kV 1
REA 150 10
>345kV 1

CRE (*) 3 150 7,5
CR

CSI (*) 3 50 2,5
BC (*) 3 100 5,0
CSE (*) 3 150 7,5
(*) Qualquer nível de tensão.
LEGENDA:
LT: Linha de Transmissão
TR: Transformação
CR: Controle de Reativo
REA: Reator
CRE: Compensador Estático
CSI: Compensador Síncrono
BC: Banco de Capacitor
CSE: Compensação Série
CCAT: Corrente Contínua em Alta Tensão
Kp: Fator multiplicador para DESLIGAMENTO PROGRAMADO
Ko: Fator multiplicador para OUTROS DESLIGAMENTOS