Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no 
Sistema Elétrico Nacional – PRODIST 
 
 
Anexo I - Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição 
 
 
SEÇÃO 4.0 – INTRODUÇÃO  
 
1  OBJETIVO 
 
1.1  Estabelecer procedimentos de operação dos sistemas de distribuição, para que as distribuidoras e 
demais agentes, incluindo os agentes de transmissão detentores das DIT cujas instalações não pertencem 
à rede de operação do SIN, formulem os planos e programas operacionais dos sistemas de distribuição, 
incluindo previsão de carga, programação de intervenções em instalações, controle da carga em situação 
de contingência ou emergência, controle da qualidade do suprimento de energia elétrica e coordenação 
operacional dos sistemas. 
 
1.2  Estabelecer a uniformidade de procedimentos para o relacionamento operacional entre os centros 
de operação das distribuidoras, das transmissoras, dos centros de despacho de geração distribuída e 
demais órgãos de operação das instalações dos acessantes. 
 
1.3  Definir os recursos mínimos de comunicação de voz e de dados entre os órgãos de operação dos 
agentes envolvidos. 
 
2  CONTEÚDO DO MÓDULO 
 
2.1  O módulo é composto de 7 (sete) seções: 
 
a)  Seção 4.0 – INTRODUÇÃO; 
 
b)  Seção 4.1 – DADOS DE CARGA E DE DESPACHO DE GERAÇÃO – trata dos procedimentos e requisitos 
para o fornecimento de informações de carga e de despacho de geração por parte dos acessantes para as 
distribuidoras; 
 
c)  Seção 4.2 – PROGRAMAÇÃO DE INTERVENÇÕES EM INSTALAÇÕES – contém os procedimentos e os 
requisitos para a programação de intervenções em instalações de distribuição, nas DIT que não pertençam 
à rede de operação do SIN e das instalações de conexão dos acessantes; 
 
d)  Seção 4.3 – CONTROLE DA CARGA – trata dos procedimentos a serem implementados e dos critérios 
básicos a serem adotados pelas distribuidoras para o controle de carga em situações de contingência ou 
emergência; 
 
e)  Seção 4.4 – TESTE DAS INSTALAÇÕES – define os procedimentos e as responsabilidades para a 
realização de testes das instalações nas atividades de vistoria, aceitação das instalações e avaliação da 
qualidade de atendimento no ponto de conexão;

f)  Seção 4.5 – COORDENAÇÃO OPERACIONAL – apresenta os requisitos mínimos para o relacionamento 
operacional entre os Centros de Operação - CO da distribuidora, do agente de transmissão detentor de 
DIT, do centro de despacho de geração distribuída e demais órgãos de operação de instalações dos 
acessantes; 
 
g)  Seção 4.6 – RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ E DADOS – estabelece os recursos mínimos de 
comunicação de voz e de dados do CO da distribuidora com o Centro de Operação de Agente de 
Transmissão - COT do agente de transmissão detentor de DIT, com o centro de despacho de geração 
distribuída e com os acessantes. 
 
3  ABRANGÊNCIA 
 
3.1  Os procedimentos operativos definidos neste módulo se aplicam aos sistemas de distribuição, às DIT 
não pertencentes à rede de operação do SIN e às instalações de acessantes.  
 
3.2  São definidos procedimentos aplicáveis aos Centros de Operação - CO da distribuidora, do agente de 
transmissão detentor de DIT, do centro de despacho de geração distribuída e demais órgãos de operação 
de instalações dos acessantes.  
 
3.2.1  As instalações físicas do centro de despacho de geração distribuída podem ser parte integrante do 
Centro de Operação - CO da distribuidora.  
 
4 DAS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO  
 
4.1  Foi excluído o item 4 da Seção 4.0 da Revisão 1. 
 
4.2  Foi incluída a Seção 4.7. 
 
SEÇÃO 4.1 – DADOS DE CARGA E DE DESPACHO DE GERAÇÃO 
 
1  OBJETIVO 
  
1.1  Estabelecer os procedimentos e requisitos para o fornecimento de informações de carga e de 
despacho de geração, previstos e verificados, por parte dos acessantes para as distribuidoras. 
 
1.2  Possibilitar procedimentos de operação dos sistemas de distribuição, para que as distribuidoras e 
demais agentes formulem os planos e programas operacionais, incluindo previsão de carga. 
 
1.3  Consideram-se como acessantes. 
 
a)  Centrais Geradoras com instalações conectadas aos Sistemas de Distribuição ou às Demais Instalações 
de Transmissão (DIT), em qualquer tensão; 
 
b)  Concessionárias ou Permissionárias de Distribuição acessantes;

c)  Consumidores, livres ou cativos, com instalações conectadas ao Sistema de Distribuição de Alta e 
Média Tensão ou às Demais Instalações de Transmissão (DIT); 
 
2  INFORMAÇÕES DE CARGA E DE DESPACHO DE GERAÇÂO  
 
2.1  As informações de carga e de despacho de geração (dados previstos e verificados) estabelecidas nesta 
seção devem estar em conformidade, compatibilidade de prazos, periodicidade, horizonte de 
abrangência, qualidade, requisitos e compromissos com as informações que são fornecidas pelas 
distribuidoras ao ONS, cujos requisitos são estabelecidos nos Procedimentos de Rede. 
 
2.2  As informações de carga e de despacho de geração a serem fornecidas pelos acessantes se dividem 
entre: 
 
a)  aquelas que servirão para o desenvolvimento de estudos de planejamento e programação da operação 
elétrica e energética e para os estudos de ampliações e reforços; 
 
b)  aquelas que servirão para permitir ajustes nos dados de carga.  
 
c)  aquelas que servirão para compor os dados de carga verificados das distribuidoras. 
 
2.3  Os intercâmbios de informações necessários aos procedimentos operativos estão estabelecidos no 
Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações. 
 
2.4  Os dados previstos devem abranger um horizonte de até 5 (cinco) anos. 
 
3  RESPONSABILIDADES  
 
3.1  As responsabilidades das distribuidoras são: 
 
a)  reunir e processar as informações de carga e de despacho de geração (dados previstos e verificados) 
dos acessantes, estabelecendo rotinas de análise e de consistência dos dados, de modo a atender aos 
seus processos internos e aos Procedimentos de Rede; 
 
b)  estabelecer os prazos de envio e as rotinas de atualização das informações, de maneira a atender aos 
seus processos internos e aos Procedimentos de Rede;  
 
c)  estabelecer os meios de comunicação e a padronização dos arquivos eletrônicos que permitam a 
transferência dos dados de carga dos acessantes;  
 
d)  interagir com os acessantes quando da necessidade de se obter esclarecimentos ou informações 
complementares relativas aos dados de carga; 
 
e)  obter, junto ao ONS, as informações dos dados de previsão de geração das centrais geradoras 
despachadas centralizadamente e conectadas ao sistema da distribuidora.

3.2  As responsabilidades dos acessantes são: 
 
a)  fornecer informações consistentes relativas aos dados previstos e verificados de carga e de despacho 
de geração, conforme padrão e meios de comunicação definidos pelas distribuidoras; 
 
b)  fornecer dados e informações complementares, quando solicitados; 
c)  cumprir os prazos de envio de dados e a rotina de atualização estabelecidos pelas distribuidoras; 
 
d)  participar de reuniões quando convocados pelas distribuidoras às quais suas instalações estão 
conectadas. 
 
3.3  As responsabilidades do ONS são aquelas estabelecidas nos Procedimentos de Rede.SEÇÃO 4.2 – 
PROGRAMAÇÃO DE INTERVENÇÕES EM INSTALAÇÕES 
 
1  OBJETIVO 
 
1.1  Estabelecer procedimentos e requisitos para a programação de intervenções em instalações de 
distribuição, visando garantir a operacionalidade dos equipamentos e minimizar os riscos para o sistema 
elétrico. 
 
1.2  Otimizar a programação de intervenções mediante acordo entre as distribuidoras (acessadas e 
acessantes), os agentes de transmissão detentores de DIT, os acessantes durante as intervenções e o ONS. 
 
1.3  Os acessantes referidos nesta seção são as distribuidoras acessantes, as centrais geradoras e os 
consumidores com instalações conectadas ao Sistema de Distribuição de Alta e Média Tensão. 
 
2 ATRIBUIÇÕES 
 
2.1  Centro de Operação – CO. 
 
a)  coordenar e executar o processo de programação de intervenções em instalações do sistema de 
distribuição e de instalações dos acessantes que interferem no sistema de distribuição; 
 
b)  receber ou enviar aos acessantes e aos agentes de transmissão detentores de DIT ou ONS, quando se 
tratar de Rede Básica, as solicitações de intervenções; 
 
c)  analisar, otimizar, aprovar e, se necessário, cancelar as solicitações de intervenções, formalizando as 
respostas aos acessantes, aos agentes de transmissão detentores de DIT ou ONS, quando se tratar de 
Rede Básica; 
 
d)  realizar ou solicitar análises e estudos sempre que se fizerem necessários para verificar impactos ou 
interferências de uma ou mais intervenções no sistema de distribuição, visando sempre medidas 
preventivas para garantir a qualidade e a continuidade do fornecimento de energia elétrica;

e)  manter atualizada a base de dados do sistema de distribuição sob sua supervisão, incluindo diagramas 
de operação, limites operativos de equipamentos, estudos operativos, estudos de proteção, dentre 
outros; 
 
f)  convocar, quando necessário, os solicitantes de intervenções para participar de sua programação; 
 
g)  caracterizar se as intervenções são de emergência ou de urgência, nos casos de intervenções não 
programadas; 
h)  informar ao ONS as manobras e os desligamentos na rede de distribuição que tenham reflexo 
importante sobre a rede de operação; 
 
i)  Informar aos agentes de geração ou de transmissão afetados, as intervenções na rede de distribuição 
que imponham limitações de geração em usinas submetidas ao despacho centralizado, bem como 
desligamentos ou restrições em equipamentos da rede de operação; 
 
j)  conhecer as intervenções previstas e aprovadas pelo ONS para a Rede de Operação, de modo a interagir 
sempre que forem detectados riscos de sobrecargas nas instalações; 
 
k)  coordenar e executar junto ao ONS o processo de programação de intervenções em instalações do 
sistema de distribuição e de instalações dos acessantes que interferem no sistema de transmissão ou no 
despacho de geração despachada centralizada. 
 
2.2  Distribuidora Acessante, Consumidor, Central Geradora e Centro de Despacho de Geração Distribuída 
- CDGD. 
 
a)  encaminhar ao CO os pedidos de intervenções; 
 
b)  informar o CO, com antecedência de no mínimo 1 dia útil, quaisquer alterações ou cancelamento nos 
pedidos de intervenções, ou atendendo aos Procedimentos de Rede, quando solicitado pelo ONS; 
 
c)  participar da análise da intervenção quando convocado pelo CO; 
 
d)  caracterizar, nas solicitações de intervenções, as situações de elevados riscos de desligamentos e 
acidentes que possam ocorrer na sua execução e nas manobras necessárias para sua realização; 
 
e)  caracterizar se as intervenções são de emergência ou de urgência, nos casos de intervenções não. 
 
2.3  Agente de Transmissão ou Centro de Operação de Agente de Transmissão – COT. 
 
a)  coordenar e executar o processo de programação de intervenções nas DIT de comum acordo com o 
CO; 
 
b)  receber ou enviar ao CO as solicitações de intervenções;

c)  analisar, otimizar, aprovar e, se necessário, cancelar as solicitações de intervenções, formalizando as 
respostas e interagindo com o CO, caso seja necessário alterar o período, duração ou as condições em 
que foi solicitada a intervenção; 
 
d)  informar o CO, com antecedência de no mínimo um dia útil, quaisquer alterações ou cancelamento de 
pedido de intervenção aprovado previamente; 
 
e)  convocar, quando necessário, os solicitantes de intervenções para participarem da sua programação 
ou da sua análise junto ao CO; 
 
f)  realizar ou solicitar análises e estudos, se necessários, para verificar impactos ou interferências de uma 
ou mais intervenções no sistema; 
 
g)  definir, nas solicitações de intervenções, as situações de elevados riscos de desligamentos e acidentes 
que possam ocorrer na sua execução e nas manobras necessárias para sua realização; 
 
h)  caracterizar se as intervenções são de emergência ou de urgência, nos casos de intervenções não 
programadas; 
 
i)  manter atualizada a base de dados das instalações de transmissão sob sua supervisão, incluindo 
diagramas de operação, limites operativos de equipamentos, estudos operativos, estudos de proteção, 
dentre outros. 
 
3  PLANEJAMENTO DAS INTERVENÇÕES 
 
3.1  A distribuidora, o agente de transmissão detentor de DIT e os acessantes devem: 
 
a)  realizar o planejamento do serviço e a análise de riscos de acidentes antes de qualquer intervenção 
em instalações; 
 
b)  preencher, dentro dos prazos estabelecidos no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações, o 
pedido de programação de intervenção citando as condições requeridas e também as observações do 
planejamento; 
 
c)  informar ao ONS quando de intervenções que interfiram no sistema de transmissão ou no despacho 
de geração despachada centralizadamente. 
 
4  INFORMAÇÕES PARA ELABORAÇÃO DOS PEDIDOS DE INTERVENÇÕES 
 
4.1  Distribuidora, Agente de Transmissão, Importadores de Energia, Exportadores de Energia, Central 
Geradora ou Centro de Despacho de Geração Distribuída. 
 
4.1.1  Os pedidos de intervenções devem ser encaminhados ao CO ou ao COT segundo estabelecido no 
respectivo Acordo Operativo, conforme o modelo e os meios de comunicação definidos entre as partes.

Devem conter, no mínimo, as informações relacionadas no Módulo 6 – Informações Requeridas e 
Obrigações. 
 
4.2  Consumidores.  
 
4.2.1  As solicitações devem ser formalizadas ao órgão responsável pelo atendimento na distribuidora, 
conforme modelo e meios de comunicação definidos. Devem conter, no mínimo, as informações 
relacionadas no Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações. 
 
4.2.2  Para as intervenções a serem realizadas em equipamentos da distribuidora ou de agente de 
transmissão, nas instalações de conexão de acessantes, a acessada deve encaminhar ao órgão 
responsável do acessante as informações relacionadas no Módulo 6 - Informações Requeridas e 
Obrigações. 
 
4.2.3  As solicitações de intervenções em equipamentos de propriedade de agente de transmissão em 
instalações de conexão de acessantes devem ser encaminhadas à distribuidora com a qual têm Contrato 
de Conexão às Instalações de Distribuição (CCD).  
 
5  PRAZOS PARA SOLICITAÇÃO DO PEDIDO DE INTERVENÇÃO 
 
5.1  O pedido de programação de intervenção deve ser enviado ao CO ou ao COT conforme determinado 
em Acordo Operativo, e indicado no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações.  
 
5.2  A confirmação do atendimento ou não do pedido solicitado deve ser conforme indicado no Módulo 
6 – Informações Requeridas e Obrigações. 
 
5.3  O pedido de desligamento que implique em interrupções de consumidores deve ser solicitado ao CO 
com a antecedência mínima de 10 dias úteis.  
 
5.4  O pedido de desligamento que não implicar em interrupção aos consumidores deve ser           
solicitado ao CO com a antecedência mínima de 5 dias úteis.  
 
5.5  Se a intervenção programada exigir transferência de carga entre subestações da Rede de Operação, 
a mesma deverá ser comunicada ao ONS com uma antecedência mínima de 15 dias. 
 
6  AVISO DE INTERRUPÇÃO PROGRAMADA A ACESSANTES 
 
6.1  A distribuidora deve avisar a todos os acessantes da respectiva área de concessão sobre as 
interrupções programadas, de acordo com as informações e prazos definidos no Módulo 6 – Informações 
Requeridas e Obrigações.  
 
6.2  A distribuidora deve manter e disponibilizar, por 5 (cinco) anos, os registros dos avisos das 
interrupções programadas.  
 
7  CONDIÇÕES E CRITÉRIOS PARA PROGRAMAÇÃO DAS SOLICITAÇÕES DE INTERVENÇÕES

7.1  As liberações de equipamentos e instalações devem ser programadas em função dos seguintes 
critérios: 
 
a)  preservação da segurança das equipes de trabalho envolvidas; 
 
b)  preservação da segurança do próprio sistema; 
 
c)  preservação da segurança de pessoas, equipamentos, instalações e bens de terceiros; 
 
d)  preservação da qualidade de energia elétrica aos consumidores; 
 
e)  preservação do meio ambiente; 
 
f)  compatibilização das intervenções simultâneas; 
 
g)  compatibilização com os Procedimentos de Rede, quando tratar-se de programação de solicitações de 
intervenções em equipamentos e instalações da rede de operação do SIN; 
 
h)  desligamentos de urgência podem ser realizados em qualquer período de carga, devendo-se buscar 
realizá-los no período mais favorável para o sistema. 
 
7.2  Havendo necessidade de procedimentos especiais ou manobras por parte de outros acessantes, o CO 
ou o COT, conforme tratar-se de instalações de distribuição ou DIT respectivamente, deve encarregar-se 
de garantir a condição requerida, junto aos acessantes envolvidos.  
 
7.3  Se uma solicitação de intervenção não puder ser atendida conforme os critérios anteriores, deve 
haver notificação à pessoa credenciada, mantendo-se registro do não-atendimento. 
 
7.4  O CO ou o COT pode solicitar à pessoa credenciada desenhos, diagramas explicativos ou descrição de 
etapas sobre a intervenção desejada, sempre que julgar necessário, visando facilitar o atendimento. 
 
7.5  Um equipamento do sistema ou da instalação de conexão está programado para intervenção se 
houver: 
 
a)  no CO ou no COT, um pedido de liberação de equipamento já aprovado; 
 
b)  na instalação, uma permissão para trabalho. 
 
7.6  As intervenções no Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC instalados no sistema de distribuição 
não poderão exceder 10% da carga do esquema por estágio. 
 
7.7  A alteração de despacho de geração, necessária ao atendimento das condições requeridas para a 
intervenção, deverá ser providenciada junto ao ONS. 
 
8  LIBERAÇÃO DAS INTERVENÇÕES

8.1  As intervenções de qualquer natureza em equipamentos do sistema ou da instalação de conexão, só 
podem ser liberadas com a prévia autorização do CO ou do COT envolvidos. 
 
8.2 A intervenção pode ser iniciada depois de observados os seguintes passos: 
 
a)  ter sido realizada pelo supervisor de serviço, em conjunto com sua equipe, no local, a análise de risco 
de acidentes de qualquer natureza, elaborada pela equipe na fase de planejamento da intervenção; 
 
b)  estarem concluídas as manobras necessárias; 
 
c)  estarem colocadas as sinalizações de advertência e os dispositivos de bloqueio físico pertinentes; 
 
d)  ter sido autorizado o início dos serviços contidos nos documentos envolvidos na liberação. 
 
8.3  As condições impeditivas à liberação das intervenções são:  
 
a)  condições climáticas adversas; 
 
b)  impedimentos de qualquer natureza ao acesso das equipes de trabalho; 
 
c)  necessidade de atendimento de urgência ou ocorrência no sistema; 
 
d)  indisponibilidades não previstas que venham a colocar em risco a confiabilidade do sistema; 
 
e)  condições hidrológicas adversas ou indisponibilidade de central geradora que resultem em violação 
dos limites operativos do sistema. 
 
8.4  Havendo atraso em relação ao início programado da intervenção, o CO ou o COT envolvidos devem 
reavaliar as condições, podendo prorrogar o término previsto, reprogramar ou cancelar a programação. 
 
8.5  As intervenções já aprovadas e que não venham a se realizar em função das condições impeditivas 
podem ser reprogramadas com prazos inferiores ao estipulado no item 5, com concordância dos agentes 
envolvidos. 
 
SEÇÃO 4.3 – CONTROLE DA CARGA 
 
1  OBJETIVO 
 
1.1  Estabelecer os procedimentos a serem implementados pelas distribuidoras para controle da carga do 
sistema de distribuição junto às distribuidoras acessantes, às unidades consumidoras e às centrais 
geradoras não despachadas centralizadamente ou centro de despacho de geração distribuída, em 
situações de contingência ou emergência.  
 
2  PRODUTOS

2.1  Seleção dos pontos para corte automático da carga. 
 
2.1.1  A distribuidora deve selecionar as unidades consumidoras, subestações e alimentadores, sujeitos 
às ações de controle de carga transitórias, atendendo às diretrizes de priorização e montantes de corte 
de carga, considerando determinações dos Relatórios de Esquemas Especiais de Proteção – SEP 
elaborados pelo ONS e de estudos próprios. 
 
2.2  Instruções de Operação. 
 
2.2.1  A distribuidora deve elaborar um documento onde sejam estabelecidos procedimentos detalhados 
das ações de operação. O documento deverá conter as diretrizes e as instruções de operação. 
 
2.3  Mensagens Operativas. 
 
2.3.1  A distribuidora deve elaborar um documento, quando necessário, para alterar as instruções 
operativas vigentes. 
 
2.4  Tabelas de Prioridade Regional – PR. 
 
2.4.1  A distribuidora deve elaborar um documento contendo a priorização do corte de carga manual em 
subestações para atender necessidades de corte de carga. 
 
2.5  Tabelas de Prioridade de Alimentadores por Subestação – PAS. 
 
2.5.1  A distribuidora deve elaborar um documento contendo a priorização do corte de carga manual em 
alimentadores de subestações para atender a necessidades de corte de carga.  
 
3  ATRIBUIÇÕES  
 
3.1  Das distribuidoras. 
 
a)  definir, por meio de estudos de planejamento da operação elétrica, os montantes globais de cortes de 
carga por ações de controle de carga urgentes, para contingências nos sistemas de distribuição que 
resultem em redução da capacidade de suprimento; 
 
b)  implantar e manter em seus sistemas os esquemas de corte automáticos de carga definidos pelos 
estudos do ONS, com os respectivos montantes e ajustes; 
 
c)  implantar em seus sistemas os esquemas de corte automáticos de carga definidos pelos próprios 
estudos de planejamento da operação elétrica, com os respectivos montantes e ajustes; 
 
d)  elaborar Instruções de Operação para situações de contingências com diretrizes para ações de controle 
de carga urgentes, de corte manual de carga ou redução de carga através de redução de tensão a níveis 
tecnicamente aceitáveis;

e)  elaborar Mensagens Operativas para situações de contingências com diretrizes para ações de controle 
de carga programáveis, de corte manual de carga ou redução de carga através de redução de tensão a 
níveis tecnicamente aceitáveis; 
 
f)  elaborar Instruções de Operação com diretrizes para o restabelecimento das condições de tensão e das 
cargas desligadas pelos esquemas de corte automático ou pelo corte manual; 
 
g)  elaborar e manter atualizadas as PR e PAS, estabelecendo os diversos montantes de carga a serem 
cortados, levando em consideração os montantes estabelecidos pelo ONS, os tempos de execução dos 
cortes compatíveis à necessidade, a duração do desligamento dos alimentadores, os critérios para rodízio 
bem como a infra-estrutura necessária para a execução do plano de corte; 
 
h)  atualizar as PR e PAS sempre que se verificar alterações significativas na carga ou na configuração do 
sistema de distribuição; 
 
i)  definir o conjunto de informações que serão fornecidas aos consumidores quando da execução dos 
cortes, através dos serviços de atendimento disponibilizados pelas distribuidoras para informações; 
 
j)  constituir um banco de dados com as informações cadastrais fornecidas pelos consumidores, conforme 
estabelecido no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações; 
 
k)  priorizar a continuidade de suprimento das cargas relacionadas aos serviços essenciais; 
 
l)  operacionalizar o corte de carga na sua área de concessão e no relacionamento com seus 
consumidores; 
 
m)  analisar, em caráter de urgência, a possibilidade de restabelecer o fornecimento de energia elétrica 
de unidades consumidoras que exerçam atividades essenciais e que disponham de geração autônoma, no 
caso de pane nos sistemas destes ou de insuficiência de fornecimento; 
 
n)  analisar a possibilidade de não efetuar o corte comunicado, ou de restabelecer emergencialmente o 
fornecimento de energia elétrica, em áreas ou situações que representem risco para a integridade de 
pessoas, quando solicitado pela Defesa Civil; 
 
o)  informar os consumidores as medidas que foram ou que serão adotadas, relacionadas à redução ou 
interrupção de seu atendimento, suas razões e sua programação; 
 
p)  supervisionar, comandar e executar as ações, para gerenciamento de carga do sistema de distribuição, 
atendendo as diretrizes das Instruções de Operação e das Mensagens Operativas; 
 
q)  atender as prioridades e os montantes de corte de carga estabelecidas nas PR e PAS, levando em 
consideração a duração do desligamento dos alimentadores e os critérios para rodízio, bem como a infra-
estrutura necessária para a execução do plano de corte; 
 
r)  manter atualizadas as informações sobre as disponibilidades das centrais geradoras, objetivando sua 
utilização em situações de contingência;

s)  solicitar auxílio de geração às centrais geradoras, antes de adotar qualquer ação de controle de carga 
urgente ou programável; 
 
t)  solicitar diretamente ao centro de operação do ONS, com o qual se relaciona, o auxílio de geração para 
usinas despachadas centralizadamente; 
 
u)  informar previamente ao ONS os remanejamentos de carga entre as subestações da sua rede de 
distribuição que possam provocar impactos na Rede de Operação do SIN, conforme disposto nos 
Procedimentos de Rede; 
 
v)  coordenar, em sua área de concessão, as ações de gerenciamento da carga motivadas por eventos na 
Rede de Operação, conforme estabelecido nos Procedimentos de Rede. 
 
3.2  Das Centrais Geradoras não Despachadas Centralizadamente ou Centro de Despacho de Geração 
Distribuídas. 
 
a)  fornecer as informações relacionadas à sua geração quando acionados pelo CO da distribuidora, 
conforme estabelecido no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações; 
 
b)  quando acionados pelo CO da distribuidora:  
 
(i)  disponibilizar eventuais folgas de geração; 
 
(ii)  suspender manutenção já iniciada, de centrais geradoras, se possível; 
 
(iii)  cancelar manutenção programada, não programada, de centrais geradoras. 
 
3.3  Dos consumidores.  
 
3.3.1  Deverão efetuar a atualização do cadastro na distribuidora, para receber comunicações especiais 
de interrupção de fornecimento, os consumidores classificados como serviços essenciais conforme 
definido no Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica. 
 
3.3.2  Atender as distribuidoras quando for solicitado corte de carga em situações de necessidade do 
sistema. 
 
4  ORIENTAÇÕES TÉCNICAS  
 
4.1  São consideradas ações para o controle de carga: 
 
a)  corte indireto, pela redução manual do nível de tensão a níveis tecnicamente aceitáveis; 
 
b)  corte direto, podendo ser manual ou automático.

4.2  As ações de controle de carga podem ser classificadas: 
 
a)  de curta duração - inferior a 4 horas, podendo durar poucos segundos; 
 
b)  de média duração - entre 4 e 24 horas; 
 
c)  de longa duração - superior a 24 horas, podendo abranger períodos mais prolongados. 
 
4.3  Quanto ao tempo requerido para aplicação, as ações de controle de carga podem ser classificadas 
em: 
 
a)  transitórias – ações automáticas preventivas, implantadas por meio de esquemas especiais, para evitar 
o colapso no sistema em regime transitório; 
 
b)  urgentes – ações automáticas ou manuais corretivas, quando decorrentes de contingências que 
impõem ao sistema o risco iminente de violação de qualquer grandeza operativa ou quando já constatada 
esta violação; 
 
c)  programáveis – ações manuais preventivas decorrentes de contingências que impõem ao sistema o 
risco iminente de violação de qualquer grandeza operativa. 
 
4.4  Toda e qualquer disponibilidade de geração das centrais geradoras, despachadas centralizadamente 
ou não, deve ser utilizada prioritariamente às ações de controle de carga. 
 
4.5  Os remanejamentos de carga devem ser priorizados em relação às ações de corte direto manual. 
 
4.6  A distribuidora deve dispor de Instruções de Operação ou Mensagens Operativas, contendo os 
procedimentos para controle de sua carga. 
 
4.7  Para o controle de carga de longa duração, as distribuidoras deverão prever nos Acordos Operativos 
a possibilidade de estabelecer com os consumidores e centrais geradoras a redução das demandas ou 
montantes de uso do sistema de distribuição (MUSD), os critérios que serão utilizados para o 
estabelecimento dos consumidores e centrais geradoras que terão reduzidos o MUSD e a compensação 
dos montantes reduzidos nos períodos de menor restrição do sistema elétrico, respeitada a legislação 
vigente.  
 
4.8  A distribuidora e os acessantes que estejam sob ação de controle de carga por redução de tensão, 
não poderão corrigir a tensão de seus sistemas, qualquer que seja o recurso de que disponham. 
 
4.9  O processo de restabelecimento manual das cargas por corte direto ou indireto se inicia somente 
após o comprovado retorno do sistema ou da rede local às condições normais de operação.

4.10  Durante o processo de restabelecimento da carga, a ordem de priorização deve ser inversa em 
relação à ordem estabelecida para corte, obedecendo às condições e diretrizes explicitadas em instruções 
de operação dos Procedimentos de Rede, garantindo o restabelecimento dos montantes mínimos e não 
ultrapassando os limites máximos de carga estabelecidos para cada etapa da recomposição.  
 
4.10.1  No caso particular de cargas desligadas por ação do ERAC, a ordem de priorização deve ser direta 
em relação à ordem dos estágios de corte, para garantia da segurança do sistema em caso de nova queda 
de freqüência resultante do processo de restabelecimento das cargas. 
 
4.11  Quando tiverem sido adotadas ações simultâneas de corte direto de carga e redução de carga 
através de redução de tensão, a prioridade no restabelecimento deve ser dada às cargas efetivamente 
interrompidas, antes da normalização da tensão. 
 
4.12  Em situações de contingências que resultem em sobrecarga em equipamentos da rede de 
distribuição, deve-se explorar os limites de sobrecarga destes equipamentos antes da adoção de qualquer 
ação de controle de carga. 
 
5  DIRETRIZES PARA PRIORIZAÇÃO DE CARGAS 
 
5.1  As distribuidoras devem definir critérios para classificação e priorização das unidades consumidoras, 
para fins de controle de carga, respeitadas as cargas de serviços essenciais na forma da regulamentação, 
conforme definido no Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica. 
 
5.2  As cargas interruptíveis por contrato devem ser as primeiras indicadas para corte. 
 
5.3  A priorização de alimentadores por subestação – PAS – deve atender aos desligamentos relacionados 
a uma única subestação, considerando-se a priorização das unidades consumidoras. 
 
5.4  Os critérios que devem orientar a elaboração das PAS são: 
 
a)  alimentadores com unidades consumidoras da mesma classe, sempre que possível, devem receber 
tratamento análogo; 
 
b)  a PAS de cada subestação deve conter prioridades de desligamentos específicos para cada período de 
carga leve, média e pesada; 
 
c)  a PAS deve conter, também, uma estimativa da contribuição de carga de cada um dos alimentadores 
da subestação para cada período de carga.  
 
 
6  AVISO AOS ACESSANTES

6.1  Nos casos de ações de controle de carga programáveis, as distribuidoras devem avisar a todos os seus 
consumidores, utilizando-se de meio de comunicação apropriado, as medidas que serão adotadas, com 
relação à redução ou interrupção de seu fornecimento, suas razões e sua programação, observando os 
procedimentos definidos no Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica. 
 
SEÇÃO 4.4 – TESTES DAS INSTALAÇÕES 
 
1  OBJETIVO 
 
1.1  Definir os procedimentos e responsabilidades das distribuidoras, dos agentes de transmissão 
detentores de DIT e dos acessantes para a realização de testes das instalações nas atividades de 
comissionamento, aceitação das instalações e de avaliação da qualidade de atendimento no ponto de 
conexão. 
 
2  TESTES DE DESEMPENHO DAS CENTRAIS GERADORAS DISTRIBUÍDAS 
 
2.1  A distribuidora acessada tem direito de requerer e de acompanhar os seguintes testes: 
 
a)  de desempenho da funcionalidade, coordenação e ajustes de todas as funções de proteção mínimas 
nas centrais geradoras, definidas no Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição; 
 
b)  de avaliação do desempenho dinâmico de sistemas de controle de tensão e de freqüência das centrais 
geradoras;  
 
c)  aplicados no disjuntor de conexão que atestem a sua adequada operação durante a eliminação de 
faltas, incluindo a sua operação manual ou automática; 
 
d)  para verificar o desempenho dos dispositivos instalados para a desconexão das centrais geradoras, 
caso não seja permitida a operação ilhada ou a injeção de potência no sistema pela geração distribuída; 
 
e)  levantamento da curva de capabilidade das centrais geradoras; 
 
f)  levantamento dos limites mínimos e máximos de geração de potência ativa das centrais geradoras. 
 
2.2  Os testes de instalações de centrais geradoras despachadas centralizadamente devem atender aos 
Procedimentos de Rede e aos Procedimentos de Distribuição.  
 
3  TESTES DE DESEMPENHO DOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO E DOS EQUIPAMENTOS CONECTADOS E 
DOS PONTOS DE CONEXÃO COM AS DIT 
 
3.1  A distribuidora acessada definirá a necessidade e periodicidade de testes de qualidade da energia 
elétrica nos pontos de conexão, conforme requisitos definidos no Módulo 8 – Qualidade da Energia 
Elétrica.

3.2  A distribuidora acessada pode solicitar ao acessante que realize testes em suas instalações, quando 
da necessidade de comprovar a origem de problemas de qualidade da energia elétrica, conforme 
requisitos definidos no Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica. 
 
3.3  O acessante, quando identificar problemas envolvendo a qualidade da energia elétrica fornecimento 
no ponto de conexão, pode requerer da distribuidora acessada, e acompanhar, a realização de testes para 
verificação das condições de fornecimento. 
 
3.4  A distribuidora deve informar antecipadamente aos acessantes sobre testes a serem realizados em 
seu sistema, disponibilizando os resultados. 
 
3.5  A distribuidora acessada deve fornecer orientação quanto aos procedimentos operacionais a serem 
utilizados durante a realização dos testes das instalações.  
 
3.6  Os procedimentos de teste que envolvam relacionamentos entre agente de transmissão e acessante 
devem ser acompanhados pela distribuidora com a qual o consumidor tenha Contrato de Conexão às 
Instalações de Distribuição (CCD). 
 
SEÇÃO 4.5 – COORDENAÇÃO OPERACIONAL 
 
1  OBJETIVO 
 
1.1  Estabelecer os procedimentos mínimos para o relacionamento operacional entre os centros de 
operação da distribuidora, os agentes de transmissão detentores de DIT, o centro de despacho de geração 
distribuída e demais órgãos de operação de instalações de acessantes, objetivando a operação 
coordenada e segura das instalações e do sistema de distribuição.  
 
1.2  Os acessantes referidos nesta seção são as distribuidoras, as centrais geradoras e os consumidores 
com instalações conectadas ao Sistema de Distribuição de Alta Tensão. 
 
2  ATRIBUIÇÕES 
 
2.1  Centro de Operação - CO. 
 
a)  coordenar, supervisionar, comandar e executar as ações operativas nas instalações de distribuição que 
não pertençam à rede de operação do SIN; 
 
b)  obter com os acessantes as informações necessárias à coordenação, supervisão e controle da operação 
de instalações; 
 
c)  elaborar, atualizar e disponibilizar aos acessantes as instruções de operação com procedimentos para 
instalações que interferem no sistema de distribuição; 
 
d)  informar aos acessantes sobre condições operativas no sistema de distribuição que possam interferir 
na operação de suas instalações.

2.2  Acessantes e Centro de Despacho de Geração Distribuída. 
 
a)  supervisionar, comandar e executar as ações determinadas pelos CO para a operação em suas 
instalações de conexão; 
 
b)  informar ao CO, com o qual se relaciona, a programação de geração para o período que for definido e 
as alterações nos limites e restrições operacionais de suas instalações; 
 
c)  comunicar de imediato ao CO com o qual se relaciona, os desligamentos de emergência efetuados ou 
ocorridos em suas instalações; 
 
d)  organizar e manter atualizados normas, instruções e diagramas para operação das instalações; 
 
e)  implantar os procedimentos definidos nas instruções de operação nas instalações sob sua 
responsabilidade; 
 
f)  disponibilizar ao CO, quando solicitado, instruções de operação específicas; 
 
g)  manter, durante 24 horas por dia, pessoal habilitado para o relacionamento operacional.  
 
2.2.1  O Centro de Despacho de Geração Distribuída realiza a gestão técnica e administrativa das centrais 
do agrupamento, sendo suas funções: 
 
a)  limitação da potência a ser injetada no sistema de distribuição; 
 
b)  controle de tensão e potência reativa; 
 
c)  desconexão das centrais geradoras, quando necessário; 
 
d)  coordenação dos procedimentos de entrada e saída de serviço; 
 
e)  capacidade de definir previsões de produção de energia. 
 
2.3  Centro de Operação de Agente de Transmissão – COT. 
 
a)  coordenar, supervisionar e controlar as DIT; 
 
b)  definir condições de emergência nas DIT; 
 
c)  implantar os procedimentos definidos em acordos operativos relacionados às DIT; 
 
d)  informar ao CO sobre condições operativas das DIT que possam interferir na operação do sistema de 
distribuição ou de acessantes diretamente atendidos pela DIT. 
 
3  OPERAÇÃO ILHADA

3.1  A operação de central geradora alimentando uma parcela eletricamente isolada do sistema de 
distribuição, e as condições em que esta é permitida pela distribuidora, devem constar de Acordo 
Operativo estabelecido com a central geradora, e/ou transmissora envolvida, quando for o caso. 
 
3.2  A central geradora, responsável pelo controle de freqüência da parcela eletricamente isolada do 
sistema de distribuição, deve ser dotada de controle automático de geração (CAG), ou qualquer outra 
tecnologia que seja capaz de desempenhar a mesma função, caso a operação ilhada seja utilizada de 
forma permanente. 
 
3.3  A distribuidora deve realizar estudos e instruções operativas e de segurança específicos para a 
operação ilhada. 
 
3.4  A central geradora deverá fornecer as informações necessárias para a elaboração dos estudos de 
regime permanente e dinâmico e, quando solicitado pela distribuidora, adequar os parâmetros dos 
sistemas de controle de forma a garantir o desempenho adequado do sistema. 
 
4  COMUNICAÇÃO DE OCORRÊNCIAS 
 
4.1  As informações relativas às ocorrências intercambiadas entre os agentes e a distribuidora encontram-
se no Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações. 
 
5  ANÁLISE DE PERTURBAÇÕES 
 
5.1  O objetivo da análise de perturbações é fornecer subsídios para a determinação das 
responsabilidades quanto à origem, às causas e às conseqüências, e identificar as responsabilidades dos 
agentes envolvidos nas perturbações em instalações do acessante ou da distribuidora. 
 
5.2  O processo de análise de perturbação deve ser executado quando houver solicitação formal dos 
agentes envolvidos, e deve estar concluído no prazo de até 30 (trinta) dias da data da solicitação formal. 
 
5.3  Como produto da análise de perturbação deve ser gerado um relatório de perturbação. 
 
5.4  Processo de Análise. 
 
5.4.1  Devem ser identificadas as anormalidades que tiveram influência na perturbação e dificultaram 
tanto a operação quanto a recomposição do sistema afetado, desde o início da perturbação até a sua 
normalização, verificando: 
 
a)  o cumprimento e adequação dos procedimentos operativos; 
 
b)  as providências para restabelecimento do sistema;  
 
c)  avaliação do desempenho dos sistemas de comunicação; 
 
d)  desempenho das proteções e esquemas de controle de emergências.

5.4.2  Deve ser analisado o comportamento do sistema elétrico, verificando: 
 
a)  o desempenho diante de perturbação;  
 
b)  as previsões contidas nos estudos elétricos. 
 
5.5  Relatório de Análise de Perturbação 
 
5.5.1  O relatório deve conter, no mínimo: 
 
a)  a descrição detalhada da perturbação; 
 
b)  a análise da operação em tempo real, que detalha as ações realizadas durante a contingência, e do 
desempenho do sistema; 
 
c)  as conclusões; 
 
d)  as providências tomadas e em andamento; 
 
e)  as recomendações. 
 
5.5.2  Os CO devem manter os relatórios e os registros relativos às perturbações pelo período de 5 (cinco) 
anos. 
 
SEÇÃO 4.6 – RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ E DE DADOS 
 
1  OBJETIVO 
 
1.1  Estabelecer os recursos mínimos de comunicação de voz e de dados entre o CO da distribuidora, o 
COT do agente de transmissão detentor de DIT, o centro de despacho de geração distribuída e os 
acessantes. 
 
1.2  Os acessantes referidos nesta seção são as distribuidoras, as centrais geradoras e os consumidores 
com instalações conectadas ao Sistema de Distribuição de Alta Tensão. 
 
2  RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ 
 
2.1  Entre os acessantes e o CO. 
 
2.1.1  É exigida a disponibilidade de linha telefônica fixa e móvel do sistema público nacional de 
telecomunicações. 
 
2.1.2  A implementação dos recursos de comunicação de voz e os ônus decorrentes são de 
responsabilidade dos acessantes.

2.2  Entre o CO, o COT e o Centro de Despacho de Geração Distribuída. 
 
2.2.1  A implementação de serviços de comunicação de voz, assim como a qualidade e a disponibilidade 
desses serviços, devem ser estabelecidas entre as partes e definidas em Acordo Operativo. 
 
3  RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS 
 
3.1  Entre os acessantes e o CO. 
 
3.1.1  A implementação de serviços de comunicação de dados, bem como a qualidade e a disponibilidade 
desses serviços, são de responsabilidade dos acessantes. 
  
3.1.2  Cabe aos acessantes disponibilizar os dados solicitados pela distribuidora, definidos no Acordo 
Operativo. 
 
3.2  Entre o CO, o COT e o Centro de Despacho de Geração Distribuída. 
 
3.2.1  O CO e o COT devem compartilhar dados de supervisão e controle que permitam monitorar em 
tempo real os estados e grandezas elétricas do sistema nos pontos de conexão das instalações de 
distribuição e das DIT. 
 
3.2.2  A implementação de serviços de comunicação de dados, bem como a qualidade e a disponibilidade 
desses serviços, devem ser estabelecidas entre as partes e definidas em Acordo Operativo. 
 
SEÇÃO 4.7 – SEGURANÇA DO TRABALHO E INSTALAÇÕES 
 
1 OBJETIVO 
 
1.1 Estabelecer os conceitos, as definições, os procedimentos para apuração e encaminhamento das 
informações relativas à acidentes do trabalho e acidentes com terceiros. 
 
 
2 DIRETRIZES GERAIS 
 
2.1 A distribuidora deve, observando as disposições sobre a prestação do serviço adequado, dispor de 
estrutura adequada para acompanhamento e mecanismos de atuação visando a melhoria contínua da 
segurança do trabalho e das suas instalações. 
 
2.1.1 A disposição anterior deve ser observada também na relação entre a distribuidora e as empresas 
terceirizadas, tanto para fins de acompanhamento quanto de atuação. 
 
2.1.2 Para o alcance da diretriz de melhoria, a distribuidora deve se utilizar de técnicas e metodologias 
adequadas buscando as melhores práticas e mais completas informações sobre os acidentes do trabalho 
e acidentes com terceiros, não se limitando as disposições desta seção.

2.2 A distribuidora deve realizar o envio à ANEEL das informações e indicadores de segurança do trabalho 
e das suas instalações, conforme definido no Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações. 
 
3 DIRETRIZES PARA APURAÇÃO DOS DADOS 
 
3.1 Todas informações sobre os acidentes do trabalho e acidentes com terceiros devem ser apuradas por 
meio de procedimentos auditáveis, armazenadas em meio digital com registros padronizados para uso da 
ANEEL. 
 
3.1.1 As informações sobre os acidentes do trabalho devem manter coerência com as demais instituições 
oficiais que possuem competência legal e/ou administrativa para atuação com relação à segurança do 
trabalho. 
 
3.2 Na apuração dos acidentes com terceiros, a distribuidora deverá se articular formalmente aos demais 
órgãos competentes visando a coleta de informações completas e fidedignas sobre o acidente. 
 
3.2.1 As informações coletadas pela distribuidora sobre os acidentes com terceiros devem buscar registrar 
outras informações pertinentes ao acidente, tais como: (i) informações estatísticas dos acidentados; (ii) 
impactos ou custos de substituição de materiais e equipamentos; (iii) impactos ou custos de interrupção 
do serviço; entre outras informações relacionadas. 
 
3.3 São requisitos para apuração e apresentação das informações requeridas a observância das definições 
estabelecidas na Norma NBR 14280/99 – Cadastro de acidentes do trabalho, procedimento e classificação. 
 
4 INFORMAÇÕES E INDICADORES 
 
4.1 O acompanhamento da segurança do trabalho e da segurança de terceiros será feito por meio da 
apuração de quantitativos e indicadores. 
 
4.2 Para o acompanhamento da segurança do trabalho serão apurados os seguintes quantitativos: 
 
4.2.1 Número de acidentes do trabalho de empregados próprios, o qual computa as ocorrências afetas ao 
exercício do trabalho verificadas no mês de referência com trabalhadores vinculados ao quadro funcional 
da distribuidora. 
 
4.2.2 Número de empregados próprios acidentados com lesão e com afastamento, o qual computa os 
empregados próprios com lesão pessoal que impede o acidentado de voltar ao trabalho no dia imediato 
ao do acidente ou de que resulte incapacidade permanente. 
 
4.2.3 Número de empregados próprios acidentados com lesão e sem afastamento, o qual computa os 
empregados próprios com lesão pessoal que não impede o acidentado de voltar ao trabalho no dia 
imediato ao do acidente, desde que não haja incapacidade permanente.

4.2.4 Número de acidentes do trabalho de terceirizados, o qual computa as ocorrências afetas ao exercício 
do trabalho verificadas no mês de referência com trabalhadores prestadores de serviços à empresa 
distribuidora e que não pertencem a seu quadro funcional. 
 
4.2.5 Número de terceirizados com lesão e com afastamento, o qual computa os terceirizados com lesão 
pessoal que impede o acidentado de voltar ao trabalho no dia imediato ao do acidente ou de que resulte 
incapacidade permanente. 
 
4.2.6 Número de terceirizados com lesão e sem afastamento, o qual computa os terceirizados com lesão 
pessoal que não impede o acidentado de voltar ao trabalho no dia imediato ao do acidente, desde que 
não haja incapacidade permanente. 
 
4.2.7 Número de mortes de empregados próprios, o qual compreende o número de mortes decorrentes 
de acidentes do trabalho no mês de referência com trabalhadores vinculados ao quadro funcional da 
distribuidora. 
 
4.2.8 Número de mortes de terceirizados, o qual compreende o número de mortes decorrentes de 
acidentes com trabalhadores prestadores de serviços à empresa distribuidora e que não pertencem a seu 
quadro funcional. 
 
4.3 Para o acompanhamento da segurança do trabalho serão apurados os seguintes indicadores: 
 
4.3.1Taxa de gravidade, a qual indica o tempo computado por milhão de horas-homem de exposição ao 
risco, em determinado período. Calculada em função dos dias perdidos por todos os acidentados vítimas 
de incapacidade temporária total, mais os dias debitados relativos aos casos de morte ou incapacidade 
permanente. É expressa em números inteiros, em relação a um milhão de horas-homem de exposição ao 
risco e calculada de acordo à equação (1). 
 
Tempo computado × 1.000.000
HHER
 (1) 
 
Tempo computado: Tempo contado em dias perdidos, pelos acidentados, com incapacidade temporária 
total mais os dias debitados pelos acidentados vítimas de morte ou incapacidade permanente, total ou 
parcial. 
 
Dias perdidos: Dias corridos de afastamento do trabalho em virtude de lesão pessoal, excetuados o dia 
do acidente e dia da volta ao trabalho. 
 
Dias debitados: Dias que se debitam, por incapacidade permanente ou morte, para o cálculo do tempo 
computado. 
 
HHER: horas-homem de exposição ao risco de acidente: Total de horas durante as quais os empregados 
ficam à disposição do empregador, em determinado período.

4.3.2 Taxa de frequência de acidentes do trabalho, a qual indica o número de acidentes por milhão de 
horas-homem de exposição ao risco, em determinado período, devendo ser expressa com aproximação 
de centésimos e calculada conforme a equação (2). 
 
Número de acidentes × 1.000.000
HHER
 (2) 
 
4.3.3 Taxa de frequência de acidentados com lesão sem afastamento, a qual indica o número de 
acidentados com lesão sem afastamento por milhão de horas-homem de exposição ao risco, em 
determinado período. Deve ser calculado de acordo à equação (3) considerando somente os acidentes 
com lesão e que não foram registrados afastamentos em decorrência desse acidente. 
 
Número de acidentados com lesão sem afastamento × 1.000.000
HHER
 (3) 
 
4.3.4 Taxa de frequência de acidentados com lesão com afastamento, a qual indica o número de 
acidentados com lesão com afastamento por milhão de horas-homem de exposição ao risco, em 
determinado período. Deve ser calculado de acordo à equação (4) considerando somente os acidentes 
com lesão e que foram registrados afastamentos em decorrência desse acidente. 
 
Número de acidentados com lesão com afastamento × 1.000.000
HHER
 (4) 
 
4.4 Para o acompanhamento da segurança de terceiros serão apurados os seguintes quantitativos: 
 
4.4.1 Número de acidentes com terceiros, o qual computa o total de ocorrências envolvendo as 
instalações da distribuidora, verificados no mês de referência e contabilizadas de acordo à classificação 
da causa do acidente, em que a vítima não é seu empregado próprio ou terceirizado. 
 
4.4.2 Número de mortes de terceiros, o qual computa o total de mortes decorrentes de acidentes 
envolvendo as instalações da distribuidora, verificados no mês de referência e contabilizadas de acordo à 
classificação da causa do acidente, em que a vítima não é seu empregado próprio ou terceirizado. 
 
4.4.3 Os acidentes com terceiros devem ser estratificados conforme as seguintes categorias: 
 
•  Construção e manutenção predial; 
 
•  Abalroamento de poste e/ou demais instalações; 
 
•  Ligações clandestinas; 
 
•  Furto de cabos e/ou outros equipamentos; 
 
•  Cabo energizado no solo ou falha de equipamentos; 
 
•  Pipa; 
 
•  Choque elétrico por contato;

•  Poda de árvore; 
 
•  Antena de TV; 
 
•  Serviços de TV a cabo e telefonia; 
 
•  Operação de guindaste; e 
 
•  Outros. 
 
4.4.4 Abalroamento de poste e/ou demais instalações: Choque de veículo, de terceiros, contra 
propriedades, instalações e equipamentos pertencentes à distribuidora. 
 
 
5 DETALHAMENTO DAS APURAÇÕES 
 
5. 1 A apuração das taxas de frequência e de gravidade deverão ser discriminadas conforme a razão dos 
acidentes entre: típicos e doenças. Também deverão discriminar apuração para funcionários próprios e 
terceirizados. 
 
5.2 O valor correspondente ao número de acidentes com funcionários deve incluir no somatório o número 
de mortes, número de acidentados com lesão com afastamento e número de acidentados com lesão sem 
afastamento. 
 
5.3 Na apuração dos quantitativos relacionados à segurança de terceiros devem ser computados 
quaisquer tipos de abalroamentos, independentemente de ter havido choque elétrico.