AI nº: 0001/2021-SFE Número Sic do AI: 48534.000389/2021-00 1. ÓRGÃO FISCALIZADOR
NOME: Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
ENDEREÇO: Quadra SGAN 603, Brasília, DF, 70830-030
TELEFONE: 55+(61) 2192-8287 FAX:
2. AGENTE AUTUADO
NOME: Linhas de Macapá Transmissora de Energia S/A - MACAPÁ
CNPJ: 10.234.027/0001-00
REP. LEGAL: Evandro Cavalcanti
ENDEREÇO: Avenida Marechal Câmara, 160, Centro, Rio de Janeiro, RJ, 20020-080
3. PROCESSO PUNITIVO
48500.005799/2020-78
4. DESCRIÇÃO DOS FATOS OU ATOS CONSTITUTIVOS DAS INFRAÇÕES
Os atos e fatos constitutivos das infrações estão descritos de forma detalhada na Exposição de Motivos anexa que passa a ser parte integrante do presente Auto de Infração.
5. DISPOSITIVOS LEGAIS, REGULAMENTARES OU CONTRATUAIS INFRINGIDOS E ENQUADRAMENTO
Conforme extrato de penalidades anexo.
6. PRAZO PARA RECOLHIMENTO DA MULTA OU INTERPOSIÇÃO DE RECURSO: 10 DIAS. 7. INSTRUÇÕES PARA RECOLHIMENTO DA MULTA
Recolhimento por meio de boleto bancário disponível no endereço eletrônico www2.aneel.gov.br/boleto ou www2.aneel.gov.br/concessionarios. Dúvidas e esclarecimentos quanto ao pagamento e/ou parcelamento da multa podem ser solicitadas através do telefone (61) 2192 8675. PRAZO PARA INTERPOSIÇÃO DE RECURSO: 10 DIAS. PRAZO PARA PAGAMENTO DA MULTA: 20 DIAS. O INFRATOR QUE RENUNCIAR AO DIREITO DE INTERPOR RECURSO FARÁ JUS AO FATOR DE REDUÇÃO DE 25% NO VALOR DA MULTA.
8. REPRESENTANTE DO ÓRGÃO FISCALIZADOR
NOME: Giácomo Francisco Bassi Almeida
CARGO/FUNÇÃO: Superintendente MATRÍCULA: 02343522
Agente
Fiscalizado: Linhas de Macapá Transmissora de Energia S/A - MACAPÁ Natureza da Fiscalizacão: Ocorrências/Perturbações Data da Lavratura: 10/02/2021 Número do processo punitivo: 48500.005799/2020-78
Base de Cálculo: R$ 103.665.579,65 Valor Total da Multa: R$ 3.671.745,75
P1 - Multa Percentual: 1,5450% Valor: R$ 1.601.633,21
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo V (REN 846/2019) - Art. 13
II - provocar, dar causa ou permitir a propagação de distúrbio que ocasione o desligamento de consumidores ou usuários em decorrência de falha de planejamento ou de execução da manutenção ou operação de suas instalações, ou retardar o restabelecimento do sistema;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - Provocar, dar causa ou permitir a propagação de distúrbio que ocasione o desligamento de consumidores ou usuários, ou retardar o restabelecimento do sistema.
10 - excessiva quantidade de reprogramações de data de retorno para a operação do transformador 2 e pelo excessivo tempo que tal equipamento ficou indisponível para a operação aguardando ações para ser levado para iniciar os reparos na fábrica da WEG em Santa Catarina
TN 0024/2020-SFE - NC2 - Provocar, dar causa ou permitir a propagação de distúrbio que ocasione o desligamento de consumidores ou usuários, ou retardar o restabelecimento do sistema.
18 - falhas referentes às manutenções e conservação dos transformadores da SE Macapá, conforme relatado na Constatação C.7 do Relatório de Fiscalização integrante do TN nº 0024/2020-SFE
P2 - Multa Percentual: 1,0300% Valor: R$ 1.067.755,47
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo V (REN 846/2019) - Art. 13
II - provocar, dar causa ou permitir a propagação de distúrbio que ocasione o desligamento de consumidores ou usuários em decorrência de falha de planejamento ou de execução da manutenção ou operação de suas instalações, ou retardar o restabelecimento do sistema;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - Provocar, dar causa ou permitir a propagação de distúrbio que ocasione o desligamento de consumidores ou usuários, ou retardar o restabelecimento do sistema.
13 - prazos extremamente longos previstos no Plano de Contingência PC-001, Contingência em Linhas de Transmissão, para restabelecimento da prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica em caso de queda de torre da Linha de Transmissão Jurupari – Laranjal em 230 kV
desligamento de consumidores ou usuários, ou retardar o restabelecimento do sistema.
14 - não atendimento dos requisitos mínimos de qualidade para elaboração dos Planos de Contingências para transformadores de potência e reatores
P3 - Multa Percentual: 0,1545% Valor: R$ 160.163,32
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo IV (REN 846/2019) - Art. 12
V - implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
1 - definição e aplicação de ajuste inadequado na proteção diferencial de barras de 230 kV da SE Macapá, que ocasionou o desligamento automático de todos os disjuntores ligados às barras 1 e 2 devido à atuação não seletiva da proteção para curto circuito apenas em uma das barras, ocorrido na perturbação do dia 3 de novembro de 2020 envolvendo o sistema do Amapá.
TN 0024/2020-SFE - NC2 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
2 - problemas dos pontos de Sequenciamento Operacional de Eventos – SOE encaminhados sem precisão de milissegundo e com indicação de “data/hora do evento imprecisa”, assim como pontos digitais encaminhados sem precisão de milissegundos e com indicação de “data/hora do evento imprecisa”
TN 0024/2020-SFE - NC3 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
4 - falhas verificadas na ocorrência do dia 3 de novembro de 2020 quando da tentativa de recomposição da SE Macapá, sobretudo associadas às falhas de supervisão e comando remoto das chaves seccionadores 7131 e 5045, comutação de tap do transformador TR3 no COS COTESA e supervisório local, falha no Grupo Motor Gerador – GMG 1 e falhas nos rearmes dos bloqueios pelo COS COTESA
TN 0024/2020-SFE - NC4 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
11 -apresentar índices abaixo dos exigidos no submódulo 13.2 dos Procedimentos de Rede para disponibilidade dos canais de comunicação para atender os serviços de voz e dados entre a SE Macapá e o seu centro de operação COS COTESA, e do COS COTESA para o ONS
P4 - Multa Percentual: 0,1931% Valor: R$ 200.204,15
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo IV (REN 846/2019) - Art. 12
V - implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
3 - inadequada disponibilização do transformador TR-1 230/69 kV da SE Macapá, mesmo sinistrado e em chamas para a operação, sem informar ao ONS as condições da instalação, as proteções e os bloqueios atuados e a origem da ocorrência, e descumpriu, inclusive, a própria Instrução de Operação IO-LMTE-001_R01_08-04-2016, quando realizou duas tentativas de normalização dos circuitos 1 e 2 da LT 230 kV Laranjal / Macapá.
P5 - Multa Percentual: 0,0483% Valor: R$ 50.051,04
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo II (REN 846/2019) - Art. 10
VI - deixar de utilizar pessoal técnico, próprio ou de terceiros, habilitado de acordo com normas legais ou técnicas, para a operação e a manutenção das instalações elétricas;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - deixar de utilizar pessoal técnico, próprio ou de terceiros, habilitado de acordo com normas legais ou técnicas, para a operação e a manutenção das instalações elétricas.
6 - ausência de certificação dos mantenedores para operar as subestações sob concessão da LMTE, em descumprimento do preconizado na Rotina Operacional ROMP.BR.04 e no submódulo 10.12 dos Procedimentos de Rede
TN 0024/2020-SFE - NC2 - deixar de utilizar pessoal técnico, próprio ou de terceiros, habilitado de acordo com normas legais ou técnicas, para a operação e a manutenção das instalações elétricas.
7 - gestão do conhecimento deficiente quanto à qualificação sistemática dos colaboradores do Centro de Operação COS COTESA e dos colaboradores das instalações da LMTE que atuam na operação local
P6 - Multa Percentual: 0,1030% Valor: R$ 106.775,55
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo IV (REN 846/2019) - Art. 12
V - implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
8 - inexistência de passagem formal de turno entre os operadores do COS COTESA
P7 - Multa Percentual: 0,0386% Valor: R$ 40.040,83
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo IV (REN 846/2019) - Art. 12
V - implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
9 -não disponibilização para a equipe de operação local (subestação Macapá) o Manual de Operação
P8 - Multa Percentual: 0,1288% Valor: R$ 133.469,43
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo III (REN 846/2019) - Art. 11 VIII - deixar de cumprir ao disposto nos Procedimentos de Rede;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - Deixar de cumprir ao disposto nos Procedimentos de Rede.
12 - não atendimento das Recomendações dadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, caracterizando, assim, o descumprimento dos Procedimentos de Rede
P9 - Multa Percentual: 0,2950% Valor: R$ 305.813,46
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo IV (REN 846/2019) - Art. 12
V - implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
15 -manutenções em atraso, manutenções informadas como realizadas no SAM e não executadas de fato, descumprimento de prazos estabelecidos nos normativos da transmissora para realizações das manutenções programadas e grande quantidade de Ordens de Serviço - OS pendentes
TN 0024/2020-SFE - NC2 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
16 - não cumprimento das periodicidades das manutenções estabelecidas no Plano de Manutenção
TN 0024/2020-SFE - NC3 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
17 -problemas relatados no Relatório de Fiscalização integrante do TN nº 0024/2020-SFE quanto ao tratamento dado pela LMTE às anomalias térmicas
TN 0024/2020-SFE - NC4 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
19 -falhas recorrentes da UPS e baterias que alimentam o sistema de refrigeração do compensador estático pelo tempo necessário para a comutação das fontes de serviços auxiliares CA até a entrada do GMG, levando a desligamentos indevidos do compensador estático desde 2018
TN 0024/2020-SFE - NC5 - Implantar, operar ou manter instalações de energia elétrica e os respectivos equipamentos de forma inadequada, em face dos requisitos legais, regulamentares ou contratuais aplicáveis.
20 -diversos problemas encontrados na SE Macapá durante a inspeção de campo da SFE, conforme relatados na Constatação C.9.2 do Relatório de Fiscalização, caracterizando uma manutenção inadequada das instalações
P10 - Multa Percentual: 0,0056% Valor: R$ 5.839,29
Resolução Normativa nº 63/2004 - Multa do Grupo I (REN 846/2019) - Art. 9º
VIII - deixar de manter em suas instalações desenhos, plantas, especificações, normas, instruções ou manuais de equipamentos devidamente atualizados;
TN 0024/2020-SFE - NC1 - Deixar de manter em suas instalações desenhos, plantas, especificações, normas, instruções ou manuais de equipamentos devidamente atualizados.
21 - divergências nas numerações dos disjuntores de serviços auxiliares CA entre os diagramas unifilares de operação (simplificado) e o diagrama unifilar detalhado fornecidos pela LMTE, conforme relatado na constatação C7, que podem induzir ao erro de operação dos disjuntores desligando ou ligando circuitos indevidamente, devido a diagramas desatualizados
EXPOSIÇÃO DE MOTIVOS PARA AUTO DE INFRAÇÃO I – DA IDENTIFICAÇÃO
Agente: Linhas de Macapá Transmissora de Energia – LMTE.
Órgão Fiscalizador: Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade – SFE. Termo de Notificação nº: 0024/2020-SFE.
Processo Administrativo nº: 48500.005799/2020-78. II – DOS FATOS
1. A ação fiscalizadora foi realizada de 24 a 27 de novembro de 2020 e de 1° a 4 de dezembro de 2020 e teve como objetivo verificar as responsabilidades da Linhas de Macapá Transmissora de Energia – LMTE na perturbação do dia 3 de novembro de 2020, às 20h48, que provocou um colapso no fornecimento de energia elétrica no estado do Amapá.
2. A fiscalização também teve como objetivo verificar a adequação dos serviços prestados pela Concessionária em relação aos requisitos de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, modernidade das técnicas, dos equipamentos e das instalações, estabelecidos na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, nas normas e regulamentos pertinentes e no Contrato de Concessão nº 009/2008-ANEEL, celebrado entre a União e a LMTE. 3. Foram registradas 10 (dez) Constatações, 21 (vinte e uma) Não Conformidades, 4 (quatro) Determinações e 7 (sete) Recomendações, constantes do Relatório de Fiscalização integrante do Termo de Notificação – TN nº 0024/2020-SFE, emitido em 23 de dezembro de 2020.
4. A LMTE manifestou-se ao TN nº 0024/2020-SFE por meio da Carta nº 001_21, de 14 de janeiro de 2021.
III – DA MOTIVAÇÃO
5. Após a análise da manifestação da fiscalizada, decide-se pelo cancelamento da Não Conformidade N.5 e pela prorrogação do prazo para o cumprimento das Determinações D.2 e D.4, conforme tabela a seguir.
Não Conformidade /
Determinação
Descrição Justificativa
N.5
Não atendimento dos requisitos técnicos
para assistência das instalações
estratégicas sob concessão da LMTE que são desprovidas de assistência local ininterrupta, caracterizando, assim, o descumprimento dos Procedimentos de Rede.
De fato, conforme constatado no Relatório de Fiscalização, a LMTE não está aderente às exigências do
Submódulo 10.14 - Requisitos
Operacionais para os Centros de Operação, Subestações Usinas da Rede de Operação – quanto aos recursos que devem dispor as instalações estratégicas desprovidas de assistência local ininterrupta.
Contudo, a Resolução Normativa nº 864, de 10 de dezembro de 2019, que aprova a revisão do Submódulo 10.14, estabeleceu prazo de 18 meses para atendimento aos novos requisitos quanto a teleassistência, contados da publicação da Resolução, para o ONS, as transmissoras e os geradores se adequaram a essas novas obrigações. Portanto, como a publicação dessa Resolução Normativa se deu em 6 de janeiro de 2020, a LMTE tem até julho de 2021 para se adequar a esses comandos do Submódulo 10.14.
D.2
Prestar informações no Sistema de
Acompanhamento da Manutenção – SAM
de acordo com as atividades de
manutenção que de fato foram
executadas. Prazo: 30 dias.
Em função da necessidade de apoio do
ONS para realizar ajustes das
informações constantes do SAM, a SFE decide conceder prazo adicional de 60 dias para o cumprimento desta determinação.
D.4
A SFE determina uma conferência e atualização de todos os disjuntores do QD1 e QD2 conforme construído em campo em todos os diagramas dos serviços auxiliares CA e CC da SE Macapá, pois pela divergência de informação nos diagramas unifilares podem levar a erros de operação, desligando ou ligando circuitos indevidamente trazendo risco para pessoas e para o sistema, devendo
A LMTE em sua manifestação informou que conferiu todos os diagramas unifilares e efetuou revisão dos disjuntores QD1 e QD2, conforme documento presente no ANEXO XXV de
sua manifestação. Mediante os
esclarecimentos e evidências
Não Conformidade /
Determinação
Descrição Justificativa
ampliar essa conferência para as demais instalações da LMTE.
Prazo: 30 dias.
atendimento e requer a baixa da Determinação 4.
A SFE verificou as evidências
apresentadas pela LMTE na atualização
dos diagramas unifilares dos
disjuntores CA e constatou que a transmissora atualizou apenas os diagramas da subestação Macapá e não comprovou se atualizou ou se não houve a necessidade de atualizar os diagramas das demais instalações da LMTE.
Deste modo, a SFE resolve conceder prazo adicional de 30 dias a partir do recebimento do presente Auto de Infração para a LMTE proceder a conferência dos diagramas unifilares das suas demais instalações.
6. Por outro lado, decide-se por acompanhar o cumprimento da Determinação D.1, conforme tabela a seguir.
Determinação Descrição Justificativa
D.1
A LMTE deverá enviar mensalmente à SFE/ANEEL informações quanto a situação das substituições dos transformadores nas SE Macapá e Laranjal até a plena regularização das Funções Transmissão dessas instalações, com destaque para o cronograma de aquisição do(s) novo(s) transformador(es), bem como todo o processo de devolução dos equipamentos “emprestados” das subestações de Vila do Conde e Boa Vista.
A SFE acompanhará o envio mensal das informações por parte da LMTE.
7. Destaca-se que em sua manifestação, a LMTE apresentou alegações preliminares ao mérito de cada uma das Não Conformidades apontadas. Fundamentalmente, a Concessionária aduziu que:
(i) O objeto da sua concessão é complexo, tanto pelas dimensões quanto pelo fato de estar em grande parte situado na região Norte do país, grande parte em Floresta Amazônica;
(ii) Até dezembro de 2019, a LMTE era controlada pela Isolux Energia e Participações S.A. (“IEP”), empresa integrante do Grupo Espanhol Isolux Corsán que, por sua vez, desde 2017 enfrentava severa crise financeira. Após anuência prévia da ANEEL, em 27 de dezembro de 2019, o controle societário indireto da LMTE foi transferido, passando a sua controladora direta (antiga IEP) a denominar-se Gemini Energy S.A. Desde então, a nova gestão da Concessionária tem realizado vultosos investimentos e envidado os máximos esforços para a revitalização de seus ativos e a prestação do serviço público de forma adequada, mesmo tendo sido 2020 um ano extremante desafiador em razão da pandemia de COVID-19;
(iii) Ao participar da licitação e celebrar o Contrato de Concessão com o Poder Concedente, o empreendedor do segmento de transmissão assume diversos riscos correlacionados ao objeto contratual, onde não se incluem questões afetas ao planejamento setorial, a avaliações sistêmicas de riscos ou ao fornecimento de energia para os consumidores. Alocá-los agora à LMTE subverteria o modelo de negócio da Transmissora;
(iv) A afirmação da equipe de fiscalização da SFE de que a Subestação – SE Macapá não possui sistema de combate ao incêndio é improcedente, uma vez que o Relatório do Corpo de Bombeiros utilizado para embasar tal constatação é contraditório e não encontra guarida na realidade fática. A LMTE destacou que a SE Macapá opera com todas as medidas de prevenção e combate a incêndio, em conformidade com as normas aplicáveis que, inclusive, funcionaram adequadamente na noite do acidente, contendo a propagação e, mais importante, impedindo qualquer lesão por menor que seja a algum trabalhador ou bombeiro militar. Acrescentou que a própria equipe de fiscalização, no relato fotográfico do TN n° 0024/2020, registrou os sistemas de combate a incêndio;
(v) Considerando que a segurança do SIN está no escopo das competências compartilhadas entre o ONS, a ANEEL e o CMSE, não resta claro porque nunca se advertiu sobre a necessidade de um Sistema Especial de Proteção – SEP na subestação, o que limitou a segurança do sistema e aumentou a abrangência da perturbação. Destacou que chama atenção que o Termo de Notificação da equipe de fiscalização evidencia os esforços governamentais no momento ex post à indisponibilidade na SE Macapá, sem expor a atuação anterior das entidades de forma a justificar a não existência de um SEP nessa instalação. Acrescentou que a amplitude dos efeitos da ocorrência no que se refere ao suprimento de energia aos
consumidores, tanto em volume quanto em prazo, pode ser atribuído à falta do SEP, isto é, por uma falha diretamente relacionada às entidades de governança setorial;
Acrescentou que se na SE Macapá existisse um SEP (como citado anteriormente não ditado pela governança), o transformador 7TR03 não teria sido desligado automaticamente devido à sobrecarga e apenas 17% das unidades consumidoras do Amapá seriam afetadas pela ocorrência. Destacou que devido à inexistência do SEP, o equipamento, que tem capacidade de 150 MVA, precisou operar com 279 MVA, ou seja 129 MVA acima do seu limite razão pela qual desligou automaticamente, o que pode ter contribuído para a falha do equipamento.
(vi) Não houve referência no Termo de Notificação a qualquer exercício de competência fiscalizatória em face da Distribuidora local. Tal ausência é verificada, pois no Relatório de Análise de Perturbação sobre a ocorrência do dia 3 de novembro de 2020 e eventos subsequentes, a Distribuidora é igualmente citada como agente cuja atuação levou à amplitude da indisponibilidade de energia elétrica no Estado do Amapá.
(vii) É de se notar que o título do TN é “Termo de Notificação – TN. Artigo 25 da
Resolução Normativa (REN) ANEEL nº 846, de 11/11/2019”, contudo, o TN
nº 0024/2020-SFE abrange 21 supostas Não-Conformidades (NC), mas nenhuma delas foi enquadrada objetivamente em quaisquer dos dispositivos da Resolução aplicável. Aduziu que os enquadramentos são imprecisos e subjetivos (baseados em disposições genéricas do Contrato de Concessão, nos Procedimentos de Rede ou mesmo na Lei de Concessões, mas sem delimitação clara de eventuais infrações previamente tipificadas na regulação setorial), o que prejudica o pleno exercício pela LMTE do contraditório e ampla defesa - direitos garantidos constitucionalmente.
(viii) Eventuais procedimentos internos da Concessionária não se confundem com leis ou regulamentos cuja inobservância implicaria em sanções administrativas por parte da Agência Reguladora em face da Transmissora, sendo, pois, inconcebíveis sinalizações de que eventuais descumprimentos estariam sujeitos a penalidades a serem aplicadas pela ANEEL.
(ix) No TN nº 0024/2020-SFE há uma grande quantidade de “Não Conformidades” dissociadas entre si, mas que, no mínimo, deveriam ter sido agrupadas para fins de tipificação, uma vez que se correlacionariam com o mesmo “fato gerador”. Apontou que na sua segunda página (“Apontamentos Termo de Notificação nº 0024/2020-SFE”), com título “Natureza da Fiscalização” o objeto ou natureza da fiscalização seriam as
“Ocorrências/Perturbações”. Porém, mais da metade das 196 páginas do documento foi utilizada para detalhar aspectos associados a eventos sem relação com a “Natureza da Fiscalização” que foi delimitada no TN. Sobre este ponto, em momento algum a fiscalização da ANEEL alerta que esses eventos não têm relação direta ou não agravaram a ocorrência de 3 de novembro de 2020.
(x) A amplitude dos efeitos da ocorrência no que pertine ao suprimento de energia aos consumidores, tanto em volume quanto em prazo, poderia ter sido extinta ou amenizada com a existência de um SEP (ONS) e uma gestão energética adequada (CMSE, ANEEL e ONS). Como a Superintendência de Fiscalização não esclarece este fato, pode haver a incorreta interpretação de que o SEP e a gestão de políticas de infraestrutura energética seria uma responsabilidade da LMTE, o que não é verdade, e não se pode aceitar. (xi) Manutenções e indisponibilidades de equipamentos de transmissão são
“normais”, haja vista a própria natureza da atividade, o que não é normal é que não existam redundâncias sistêmicas suficientes para garantir a segurança no suprimento de energia à população, como ficou nítido no Amapá.
8. Com relação ao item (i), esclarece-se que as condições particulares da concessão da LMTE eram de seu conhecimento quando participou da licitação para prestação do serviço público de transmissão e conforme versa a Terceira Subcláusula da Cláusula Segunda do Contrato de Concessão nº 009/2008-ANEEL, descrita abaixo, não são consideradas pela ANEEL justificativas da Transmissora associadas às questões locais, climáticas e regionais de sua concessão.
CONTRATO DE CONCESSÃO Nº 009/2008-ANEEL CLÁUSULA SEGUNDA· OBJETO
Terceira Subcláusula - Ressalvadas as exceções previstas na legislação e neste CONTRATO, não
serão consideradas pela ANEEL quaisquer reclamações da TRANSMISSORA, que se baseiem, dentre outros fatores:
I - Na inadequação ou inexatidão dos estudos e projetos disponibilizados;
II - No desconhecimento das condições locais que influenciem direta ou indiretamente os prazos para a entrega de materiais, mão-de-obra, equipamentos; e
IlI - Nas condições climáticas, pluviosidade, geologia, geotecnia, topografia, estradas de acesso, infraestrutura regional, meios de comunicação, condições sanitárias e poluição ambiental.
9. Em relação ao item (ii), que se refere às ponderações da LMTE a respeito da mudança de controle societário ocorrida em 27 de dezembro de 2019, é mister esclarecer que o
Contrato de Concessão nº 009/2008-ANEEL estabelece direitos e deveres à Concessionária, os quais independem da pessoa jurídica signatária. Deste modo, o novo controlador assume todos direitos e obrigações da Concessionária e mantêm-se inalterada a sua responsabilidade com a adequada prestação do serviço público.
10. Com relação ao item (iii), esclarece-se que em nenhum momento a fiscalização impôs à LMTE a responsabilidade pelo planejamento setorial, por avaliações sistêmicas de riscos ou pelo fornecimento de energia para os consumidores.
11. Com efeito, a conduta da Concessionária foi avaliada com base em suas obrigações definidas no Contrato de Concessão nº 009/2008-ANEEL, nos Procedimentos de Rede e na regulamentação setorial. Cada uma das Não Conformidades do TN nº 0024/2020-SFE apontou os dispositivos contratuais ou regulamentares que foram descumpridos pela Transmissora.
12. Ademais, não pode a LMTE eximir-se de suas obrigações próprias com a alegação de que houve falha do planejamento setorial.
13. Com relação ao item (iv), ao contrário do que alegou a Concessionária, foi atestado pelo Corpo de Bombeiros do Amapá que a SE Macapá não possui sistema de combate a incêndio, conforme consta no “Relatório do Corpo de Bombeiros do Amapá” apresentado no anexo 11.7 do RAP ONS DGL-REL-0016/2020. Veja-se alguns extratos desse Relatório.
Figura 2 – Trecho do Relatório do Corpo de Bombeiros do Amapá
Transcrição:
“... questionamos eu e o CB BM Fernando sobre os sistemas preventivos daquela planta, bem como do plano de ação em caso de sinistro, obtivemos a resposta que não possuíam e que apenas tinham 50 kilos de pó químico, que durante o incêndio poderiam ter disponibilizado á equipe. De fato, não conseguimos identificar sistemas preventivos no entorno da região sinistrada, salvo uma parede que separava o transformador dos demais e o deck que o cercava. O que não eram suficientes visto que haviam outros materiais no entorno que poderiam ser tomados por chamas...”
14. Outrossim, a alegação de que a equipe de fiscalização teria atestado no relatório fotográfico a existência de sistema de combate a incêndio é improcedente. Ao contrário, consta no TN nº 0024/2020-SFE a informação de que o Corpo de Bombeiros atestou a inexistência desse sistema e que “as salas em que estão localizados os nobreaks e servidores, tanto do COS COTESA
quanto do COS backup, não dispõem de sistemas para prevenção e combate a incêndios”, e que “a ausência de sistema anti-incêndio configura-se como ponto de fragilidade desses Centros de Operação”.
15. Com relação aos itens (v) e (x), esclarece-se que as responsabilidades do ONS em relação à perturbação do dia 3 de novembro de 2020, inclusive com relação à inexistência de SEP na Subestação, estão sendo apuradas no Processo Administrativo nº 48500.005956/2020-45. Reitera-se que a LMTE não pode se eximir de suas responsabilidades com base em eventuais falhas cometidas pelo Operador.
16. Adicionalmente, é necessário esclarecer que os agentes de transmissão são responsáveis pela integridade e proteção intrínseca dos seus equipamentos, de modo que não é esperado que ocorrências previsíveis no sistema danifiquem as suas instalações. Em suma, as Concessionárias devem empregar equipamentos com níveis de suportabilidade e sistemas de proteção adequados, que evitem danos diante de ocorrências no sistema.
17. Além disso, é necessário esclarecer que o desligamento do transformador 7TR03 por atuação da proteção de sobrecorrente foi normal e esperado dentro do contexto da ocorrência de 3/11/2020, conforme destacado no Relatório de Análise de Perturbação – RAP - ONS DGL-REL-0016/2020.
“A proteção de sobrecorrente de fase do lado de alta tensão do referido transformador está ajustada com um valor de partida (Ipick-up) de 580 A (1,55 pu), com temporização de acordo com a curva IEC Normal Inversa e TD = 0,09. O tempo de atuação desta função de proteção nesta perturbação, em 2,190 s, foi compatível com os seus ajustes que estão em consonância com as boas práticas de proteção de transformadores.”
18. Como os transformadores de grande porte, dotados de proteções diferenciais, gás e pressão, a proteção por relés de sobrecorrente tem como função principal dar retaguarda às proteções das linhas e equipamentos adjacentes e garantir que os limites de corrente suportável pelo Transformador não sejam excedidos.
19. Ou seja, não cabe apontar prejuízos ao transformador 3 na perturbação de 3 de novembro de 2020 visto que a atuação da proteção foi correta, atuando conforme ajustes pré-definidos e de acordo com as boas práticas de proteção desses equipamentos. Portanto, a falha no 7TR03 deveu-se a outros fatores que deverão ainda ser apresentados pela Concessionária, de forma a cumprir Recomendação dada pelo ONS, e não pela falta de SEP na região ou mesmo pela sobrecarga transitória no equipamento.
20. Quanto ao item (vi), ao contrário do que foi alegado pela LMTE, a SFE realizou diligência de fiscalização específica na Distribuidora Designada Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA. Para apuração da qualidade do serviço de fornecimento de energia elétrica prestado pela Distribuidora foi instruído o Processo Administrativo nº 48500.005950/2020-78. 21. Quanto ao item (vii), esclarece-se que no curso do Processo Administrativo Punitivo o momento em que a conduta infratora é tipificada na Resolução Normativa nº 846, de 2019, é quando da emissão do Auto de Infração e não na emissão do Termo de Notificação. Deste modo, na presente oportunidade as infrações serão devidamente tipificadas na REN nº 846, de 2019.
22. Com relação ao item (viii), entende-se que não pode a Transmissora deixar de realizar as manutenções necessárias e argumentar, após descumprir essas atividades de forma discricionária, que não é obrigada a executá-las dentro dos prazos definidos por ela própria. 23. A LMTE não apresentou qualquer justificativa técnica que motivasse o descumprimento de prazos de manutenção por ela própria fixados, o que evidencia a ocorrência de manutenção deficiente. O enquadramento dessa situação, descumprir prazos de manutenção que ela própria se impôs, sem qualquer justificativa técnica plausível, é uma conduta atentatória da prestação adequada dos serviços1. Tal fato pode ser subsumido na conduta de não assegurar uma prestação de serviço garantindo níveis adequados de regularidade, eficiência e segurança, conduta esta que, nos termos da Primeira Subcláusula da Cláusula Terceira do Contrato de Concessão 009/2008-ANEEL e do art. 6 °, § 1 °, da Lei n ° 8.987, de 1995, traduz a prestação inadequada dos serviços.
24. Além disso, destaca-se que a Resolução Normativa nº 669, de 14 de julho de 2015, estabeleceu em seu art. 3º que as Transmissoras devem cumprir os seus próprios planos de manutenção, conforme descrito abaixo:
REN nº 669, de 2015.
(...)
Art. 3º As concessionárias de transmissão 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.
25. Com relação ao item (ix), cumpre salientar que na metodologia adotada pela ANEEL, uma constatação consiste na descrição de uma situação fática verificada na fiscalização, na qual foi identificada transgressão à legislação de regência, denominada “Não Conformidade”. Uma constatação pode ensejar ainda a emissão de uma “Determinação”, que consiste em uma ordem para que uma providência seja adotada em determinado espaço de tempo.
26. Quanto à alegação de que as 21 (vinte e uma) Não Conformidades estão dissociadas, que muitas devem ser agrupadas e que para cada caso não foi informado se a conduta teve relação direta ou agravou a ocorrência de 3 de novembro de 2020, esta Superintendência entende que o presente momento é oportuno para realizar tais análises, uma vez que envolvem aspectos referentes à aplicação das penalidades em si. Deste modo, apresenta-se na Tabela a seguir uma análise sumária do agrupamento das Não Conformidades do TN nº 0024/2020-SFE, bem como indica-se a relação delas com a perturbação.
Não Conformidades
agrupadas
Descrição Relação direta com a
perturbação? N.10 N.18 (Problemas na execução e gestão da manutenção)
- Excessiva quantidade de reprogramações de data de retorno para a operação do transformador 2 e pelo excessivo tempo que o transformador 2 ficou indisponível para a operação aguardando ações para ser levado para iniciar os reparos na fábrica da WEG em Santa Catarina;
- Falhas referentes às manutenções e conservação dos transformadores da SE Macapá.
Sim, essas Não
Conformidades contribuíram para a origem da perturbação e para o colapso no fornecimento de energia elétrica ao Amapá, em especial o tempo excessivo de indisponibilidade do transformador 2 e as falhas de manutenção nos transformadores. N.13 N.14
- Prazos extremamente longos previstos no Plano de Contingência PC-001, Contingência em Linhas de Transmissão, para restabelecimento da prestação do serviço
Sim. O não atendimento dos requisitos mínimos de qualidade para elaboração dos Planos de
(Anomalias
associadas aos
Planos de
Contingências)
público de transmissão de energia elétrica em caso de queda de torre da Linha de Transmissão Jurupari – Laranjal em 230 kV; - Não atendimento dos requisitos mínimos de qualidade para elaboração dos Planos de Contingências para transformadores de potência e reatores.
Contingências dos
transformadores da SE Macapá contribuiu para a
demora no restabelecimento do fornecimento de energia ao estado do Amapá. N.1 N.2 N.4 N.11 (Anomalias em sistemas de proteção, comunicação, supervisão e controle)
- Definição e aplicação de ajuste inadequado na proteção diferencial de barras de 230 kV da SE Macapá, que ocasionou o desligamento automático de todos os disjuntores ligados as barras 1 e 2 devido a atuação não seletiva da proteção para curto-circuito apenas em uma das barras, ocorrido na perturbação do dia 03 de novembro de 2020;
- Problemas dos pontos de SOE
encaminhados SEM precisão de
milissegundo e COM indicação de “data/hora do evento imprecisa”, assim como pontos digitais encaminhados SEM precisão de milissegundos e COM indicação de “data/hora do evento imprecisa”;
- Falhas de supervisão e comando remoto das chaves seccionadores 7131 e 5045, comutação de tap do TR3 no COS COTESA e supervisório local, falha no GMG 1, falhas nos rearmes dos bloqueios pelo COS COTESA;
- Índices abaixo da disponibilidade requerida para os canais de comunicação para atender os serviços de voz e dados entre a subestação Macapá e o seu centro de operação COS COTESA, e do COS COTESA para o ONS que exige uma disponibilidade total de 99,98%, e de acima de 99% para os canais individualmente.
Não.
N.3 - Disponibilização do transformador TR-1
230/69 kV da SE Macapá 32 mesmo
(Disponibilização inadequada de equipamentos de transmissão)
sinistrado e em chamas para a operação, sem informar ao ONS as condições da instalação, as proteções e os bloqueios atuados e a origem da ocorrência, e descumpriu, inclusive, a própria instrução de operação IO-LMTE-001_R01_08-04-2016, quando realizou duas tentativas de normalização dos circuitos 1 e 2 da LT 230 kV Laranjal / Macapá, respectivamente, mesmo com os bloqueios (função 86) atuados nos disjuntores devido a atuação da proteção diferencial de barra de 230kV da SE Macapá. N.6 N.7 (Falha na habilitação dos colaboradores da LMTE)
- Não certificação dos mantenedores para operar as subestações sob concessão da LMTE, conforme preconizado na Rotina Operacional ROMP.BR.04 e no submódulo 10.12 dos Procedimentos de Rede;
- Gestão do conhecimento deficiente quanto à qualificação sistemática dos colaboradores do Centro de Operação COS COTESA e dos colaboradores das instalações da LMTE que atuam na operação local.
Não
N.8
(falta de passagem formal de turno de operadores)
- Não existência de passagem formal de turno entre os operadores do COS COTESA, evidenciando o descumprimento do normativo da Concessionária. N.9 (ausência de disponibilização de manual de operação para equipe local)
- Não disponibilização para a equipe de operação local (subestação Macapá) o Manual de Operação, conforme preconizado no Submódulo 10.1 - Manual De Procedimentos Da Operação: Visão Geral - dos Procedimentos de Rede.
N.12 - Descumprimento das Recomendações
dadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico acompanhadas pelo Sistema de Gestão de Recomendações – SGR.
(Descumprimento de Recomendações do ONS / SGR) N.15 N.16 N.17 N.19 N.20 (Problemas na execução e gestão da manutenção)
- Manutenções em atraso, manutenções informadas como realizadas no SAM e não executadas de fato, descumprimento de prazos estabelecidos nos normativos da transmissora para realizações das manutenções programadas e grande quantidade de Ordens de Serviço - OS pendentes;
- Não cumprimento das periodicidades das manutenções estabelecidas no Plano de Manutenção. Conforme foi constatado, a transmissora descumpriu o plano de Manutenção em 11% das atividades de manutenção registradas no sistema de manutenção;
- Problemas associados à gestão e correção de anomalias térmicas;
- Falhas recorrentes da UPS e baterias que alimentam o sistema de refrigeração do compensador estático pelo tempo necessário para a comutação das fontes de serviços auxiliares CA até a entrada do GMG, levando a desligamentos indevidos do compensador estático;
- Diversos problemas encontrados na SE Macapá verificados na inspeção de campo dos equipamentos.
Não.
N.21
(Diagrama unifilar desatualizado).
- Divergências nas numerações dos disjuntores de serviços auxiliares CA entre os diagramas unifilares de operação (simplificado) e o diagrama unifilar detalhado fornecidos pela LMTE, conforme relatados na constatação C.7, que podem induzir ao erro de operação dos disjuntores desligando ou ligando circuitos
indevidamente, devido a diagramas desatualizados trazendo riscos para pessoas e para o sistema.
27. A avaliação de mérito de cada uma das Não Conformidades listadas acima será realizada adiante na presente Exposição de Motivos para o Auto de Infração.
28. Com relação ao item (xi), a respeito da alegação da LMTE de que manutenções e indisponibilidades em equipamentos de transmissão são normais, esclarece-se que no caso em análise a realização da fiscalização foi motivada pelas falhas ocorridas nos transformadores da SE Macapá que levaram ao colapso no fornecimento de energia elétrica ao estado do Amapá. 29. Na fiscalização, a prestação do serviço pela Concessionária não foi avaliada com base nas falhas dos equipamentos, mas sim de modo amplo em relação aos requisitos esperados de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, modernidade das técnicas, dos equipamentos e das instalações, estabelecidos na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, nas normas e regulamentos pertinentes e no Contrato de Concessão nº 009/2008-ANEEL, celebrado entre a União e a LMTE.
30. Na sequência, apresentam-se os resumos das Não Conformidades e da manifestação da Concessionária, seguidos das justificativas que motivaram a instauração do presente processo administrativo punitivo.
Não Conformidade N.1
Descumprimento da Primeira Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão nº 9/2008-ANEEL referente ao descumprimento do item 4.2 do Submódulo 2.6 dos Procedimentos
de Rede quanto a definição e aplicação de ajuste inadequado na proteção diferencial de barras de 230 kV da subestação Macapá conforme descrito na constatação C.2.3, que ocasionou o desligamento automático de todos os disjuntores ligados as barras 1 e 2 devido a atuação não seletiva da proteção para curto circuito apenas em uma das barras, ocorrido na perturbação do dia 03 de novembro de 2020 envolvendo o sistema do Amapá.
31. A Não Conformidade N.1 refere-se à definição e aplicação de ajuste inadequado na proteção diferencial de barras de 230 kV da SE Macapá, que ocasionou o desligamento automático de todos os disjuntores ligados às barras 1 e 2 devido à atuação não seletiva da proteção para curto circuito apenas em uma das barras, ocorrido na perturbação do dia 3 de novembro de 2020 envolvendo o sistema do Amapá.
32. Depreende-se da manifestação apresentada que a Concessionária, fundamentalmente, alegou que:
(i) Sempre foi diligente, bem como empreende os maiores esforços para manter suas instalações em conformidade com os Procedimentos de Rede e com as melhores práticas de engenharia, sendo que a falha de seletividade citada na “Não Conformidade 1” foi um fato isolado e extraordinário, que
em nada prejudicou e/ou agravou a indisponibilidade dos transformadores, visto que já havia ocorrido os desligamentos do 7TR01 e do 7TR03;
(ii) Foi constatado que o ajuste da proteção de barras de 230kV da SE Macapá (REB-670 ABB), referente à seleção para TRIP das zonas de proteção (Zone Switching), estava configurado de forma a efetivar o disparo em ambos os barramentos sem levar em consideração os status das seccionadoras (“Forcein”). Tal configuração levou à perda de seletividade da proteção de barras na ocorrência do dia 3/11/2020, efetuando o disparo nas duas barras; (iii) Realizou, conforme SGI 056.789-20, a alteração desse parâmetro para “conditionally”. Com esse aprimoramento o relé passa a considerar da informação dos status das seccionadoras a fim de efetuar a seleção a zona de proteção. Essa ação de melhoria foi acompanhada pelo RAP e cadastrada pelo ONS no SGR através da recomendação n.º REC-003233/2020, tendo sido solicitado o encerramento e considerada atendida pelo ONS em 22/12/2020.
33. Quanto ao item (i), a SFE não acata os argumentos da transmissora e esclarece que avalia não só o caso concreto dos impactos de uma falha de um equipamento durante uma perturbação no sistema, como a do dia 3 de novembro de 2020, mas também os riscos que um determinado problema pode causar no sistema elétrico.
34. O problema do ajuste quanto a atuação não seletiva da proteção diferencial de barras de 230 kV da SE Macapá, que embora possa não ter contribuído com o agravamento dos problemas nos transformadores TR1 e TR3 em si, que desligaram antes do curto-circuito na barra 2 de 230kV, já existia e em outra ocorrência com apenas um curto-circuito em uma das barras, a proteção diferencial de barras de 230kV iria desligar todos os disjuntores ligados as duas barras. 35. No caso da ocorrência do dia 3 de novembro de 2020, se não houvesse os desligamentos nos transformadores TR1 e TR3 na SE Macapá e se houvesse o curto-circuito na Barra II de 230kV, a proteção diferencial de barras de 230 kV do jeito que estava configurada desligaria todos os disjuntores de 230kV ligados as barras I e II, desligando-as desnecessariamente, assim como transformador TR3, a LT 230kV Laranjal – Macapá C1, a LT 230kV Ferreira Gomes – Macapá e o Compensador Estático da SE Macapá. Caso só o transformador TR1 tivesse sinistrado e ficado indisponível, a atuação não seletiva da proteção diferencial de barras iria desligar o TR3 que seria o único transformador alimentando as cargas da distribuidora CEA.
36. Cabe destacar que no caso concreto, na ocorrência do dia 3 de novembro de 2020, o desligamento indevido da barra I pela proteção diferencial de barras de 230kV causou o desligamento desnecessário da LT 230kV Macapá – Laranjal C1 e LT 230kV Macapá – Ferreira Gomes, o que fez com que mais FTs tivessem que ser inspecionadas e recompostas posteriormente pelo ONS e o COS COTESA, aumentando o tempo de análise e recomposição do sistema.
37. Com relação ao item (ii), a SFE considera que houve uma falha da LMTE nos ensaios em fábrica, no comissionamento no relé da proteção de diferencial de barras ou mesmo em alguma manutenção, pois uma das informações principais para a correta seletividade de atuação da proteção diferencial de barras é a verificação da posição das seccionadoras seletoras de barras que indica em que barra cada vão está ligado, informando assim para o relé qual zona de proteção que cada equipamento está incluído e para quais disjuntores a proteção deve enviar o sinal de trip para eliminar o curto-circuito (apenas na barra sob falta), utilizando, portanto, a característica fundamental da proteção que é a seletividade para isolar apenas aquela parte do sistema com defeito.
38. Atinente ao item (iii), a SFE informa que o fato da LMTE já ter corrigido o problema do ajuste da proteção diferencial de barras de 230kV da SE Macapá não descaracteriza a falha que estava presente no equipamento antes mesmo da ocorrência do dia 3 de novembro de 2020, pois o esperado é que os equipamentos funcionem adequadamente quando solicitados e que não apresente problemas ou sejam descobertos durante uma ocorrência no sistema, o que poderia ter causado mais problemas desnecessários durante a ocorrência, colocando assim o sistema elétrico em risco.
39. Diante da análise discorrida, a SFE resolve não acatar as alegações apresentadas pela LMTE, razão pela qual se decide pela manutenção da Não Conformidade N.1.
Não Conformidade N.2
Descumprimento da Primeira Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão nº 9/2008-ANEEL referente ao descumprimento do item 7.3.1.3 do Submódulo 2.7 dos
Procedimentos de Rede quanto aos problemas dos pontos de SOE encaminhados SEM precisão de milissegundo e COM indicação de “data/hora do evento imprecisa”, assim como pontos digitais encaminhados SEM precisão de milissegundos e COM indicação de “data/hora do evento imprecisa”.
40. A Não Conformidade N.2 refere-se aos problemas dos pontos de Sequenciamento Operacional de Eventos – SOE encaminhados sem precisão de milissegundo e com indicação de “data/hora do evento imprecisa”, assim como pontos digitais encaminhados sem precisão de milissegundos e com indicação de “data/hora do evento imprecisa”.
41. Em sua manifestação a LMTE basicamente apresentou que:
(i) A Constatação C.2.4 do Relatório de Fiscalização, que gerou a N.2, não esclarece o que de fato está se observando com relação ao atendimento do item 7.3.1.3 do Submódulo 2.7 dos Procedimentos de Rede – Requisitos Mínimos de Supervisão e Controle Para a Operação – revisão 2019.12, dado que os equipamentos das instalações da LMTE possuem e armazenam na íntegra e com precisão de milissegundos e indicação precisa de data/hora de cada evento;
(ii) Durante o envio automático ao ONS, as informações de estampa de tempo não estão sendo geradas com precisão em milissegundos, entretanto,
quando solicitada, a informação é enviada completa após a extração e geração do arquivo dos IEDs ou diretamente pelo COS, conforme verifica-se da Lista de Alarmes e eventos do dia 3 de novembro de 2020 (Anexo VI da Manifestação), o que não impede a análise precisa de qualquer evento; (iii) A inadequação no envio com a estampa de tempo em milissegundo está
ocorrendo devido à necessidade de atualização do sistema supervisório, o qual a LMTE vem trabalhando para solucionar. Com efeito, antes mesmo da ocorrência do dia 3 de novembro de 2020, a Concessionária já havia firmado o Contrato n.º CTT-03250.2020-MULTI (Anexo VII) junto ao desenvolvedor do sistema SAGE (CEPEL), com intuito de realizar a melhoria de atualização das versões das licenças do software, a fim de estabelecer o fornecimento automático da estampa de tempo com precisão de milissegundos ao ONS; As atividades de atualização e comissionamento em bancada foram concluídas em 21 de dezembro de 2020, sendo enviado para validação e testes do CEPEL. A implantação da atualização de todo o sistema supervisório em operação deve seguir as boas práticas de engenharia e os Procedimentos de Rede. Portanto, está prevista para ocorrer a implantação em janeiro/2021 e prosseguir com a validação junto ao ONS em fevereiro/2021. Essa ação de melhoria foi acompanhada pelo RAP e cadastrada pelo ONS através do SGR n.º REC-003239/2020, tendo sido solicitada a reprogramação do cronograma de implantação pelo agente e aceita pelo ONS em 30 de dezembro de 2020.
42. Quanto ao item (i), a SFE discorda e não acata os argumentos da concessionária, pois o item 7.3.1.3 do Submódulo 2.7 dos Procedimentos de Rede versa que todas as informações de sinalizações de estado para cada equipamento da Rede de Operação devem ser transferidas do sistema de supervisão e controle local da subestação para o sistema de supervisão e controle dos centros de operação designados pelo ONS, contendo o selo de tempo das sinalizações com uma exatidão melhor ou igual a 1 (um) milissegundo, o que não ocorreu nas informações da ocorrência do dia 3 de novembro de 2020, conforme detectado pelo ONS no RAP ONS DGL-REL-0016/2020.
Submódulo 2.7 dos Procedimentos de Rede
“7.3 Informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico 7.3.1 Para cada equipamento da Rede de Operação, as seguintes informações de grandezas analógicas e de sinalizações de estado devem ser transferidas para o sistema de supervisão e controle dos centros de operação designados pelo ONS:
(...)
7.3.1.3 Ainda com relação à sinalização de estado, devem-se observar os seguintes requisitos: (a) todas as sinalizações devem ser reportadas por exceção;
(b) o sistema de supervisão e controle da instalação ou a UTR ou o CD, se utilizado, deve estar apto a responder a varreduras de integridade feitas pelo ONS, que podem ser periódicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 1 (uma) hora, sob demanda ou por evento, como por exemplo, uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle do ONS;
(c) os SSCL ou as UTR de cada instalação devem ser capazes de armazenar o selo de tempo das sinalizações com uma exatidão melhor ou igual a 1 (um) milissegundo, utilizando o relógio interno do sistema que deve ter a exatidão especificada no item 6.1.9 deste submódulo;
(d)o selo de tempo de todas as medições e sinalizações deve estar no padrão UTC (Universal Time Coordinate).”
43. Atinente ao item (ii), destaca-se que a própria LMTE reconhece que as informações com a precisão de milissegundos, que deveriam ser enviadas automaticamente para o ONS, não estão sendo geradas e só quando solicitadas é que o agente as envia. A SFE discorda ainda de que essa falta da informação automática não prejudica a análise da ocorrência, pois se não prejudicasse o próprio ONS não apontaria no RAP como uma anormalidade e que compromete a correta identificação dos principais eventos da perturbação, bem como a devida cronologia desses eventos, dificultando a compreensão e a análise da perturbação.
44. Quanto ao item (iii), verifica-se novamente o que a própria LMTE confirma em sua manifestação que há inadequação no envio de informações ao ONS, uma vez que é necessário a atualização do sistema supervisório para regularização da Não Conformidade, o qual a LMTE vem trabalhando para solucionar. Ou seja, o problema existe e segundo a própria concessionaria é anterior a ocorrência do dia 3 de novembro de 2020, demonstrando assim inadequada gestão em resolver esse tipo de problema.
45. Por fim, cumpre destacar que o fato de a Concessionária prontificar-se a regularizar a Não Conformidade não a isentará de aplicação de penalidade, uma vez que o esperado é que o concessionário cumpra permanentemente os dispositivos regulamentares que regem a prestação de serviços públicos e não somente após constatação de infrações pela fiscalização.
46. Diante da análise discorrida, conclui-se por improcedentes as alegações apresentadas pela LMTE, razão pela qual se decide pela manutenção da Não Conformidade N.2.
Não Conformidade N.3
Descumprimento da Primeira Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão nº 9/2008-ANEEL referente a não observância pela LMTE/COS COTESA do item 6.3.2 do Submódulo
10.12 dos Procedimentos de Rede, quando a LMTE disponibilizou o TR-1 230/69 kV da SE Macapá mesmo sinistrado e em chamas para a operação, sem informar ao ONS as condições da instalação, as proteções e os bloqueios atuados e a origem da ocorrência, e descumpriu, inclusive, a própria instrução de operação IO-LMTE-001_R01_08-04-2016, quando realizou duas tentativas de normalização dos circuitos 1 e 2 da LT 230 kV Laranjal / Macapá, respectivamente, mesmo com os bloqueios (função 86) atuados nos disjuntores devido a atuação da proteção diferencial de barra de 230kV da SE Macapá.
47. A Não Conformidade N.3 refere-se à inadequada disponibilização do transformador TR-1 230/69 kV da SE Macapá, mesmo sinistrado e em chamas para a operação, sem informar ao ONS as condições da instalação, as proteções e os bloqueios atuados e a origem da ocorrência, e descumpriu, inclusive, a própria Instrução de Operação IO-LMTE-001_R01_08-04-2016, quando realizou duas tentativas de normalização dos circuitos 1 e 2 da LT 230 kV
Laranjal / Macapá, respectivamente, mesmo com os bloqueios (função 86) atuados nos disjuntores devido a atuação da proteção diferencial de barra de 230kV da SE Macapá.
48. Depreende-se da manifestação apresentada que a Concessionária, fundamentalmente, alegou que:
(i) O operador do Centro de Operação - COS Cotesa equivocou-se, em certa medida, durante o processo inicial de disponibilização do 7TR01. Contudo, o operador, antes de dar qualquer comando efetivo no transformador, verificou que havia se equivocado e não deu prosseguimento em nenhuma ação, tendo informado em tempo real ao ONS sobre a indisponibilidade do equipamento e que, portanto, foi um caso isolado;
(ii) Em relação ao comando de equipamentos com bloqueios (função 86), cabe esclarecer que os sistemas de comando e controle são projetados para coibir possíveis falhas humanas. Portanto, não houve nenhum risco de energização acidental devido ao equívoco do operador durante a contingência. Destaca-se que a suposta falha ocorrida foi gerada por um fator humano, que, conforme o Procedimento de Redes, submódulo 5.1 Operacional, deve ser apresentado relatório específico sobre os fatos ocorridos, caso seja solicitado pelo ONS. Informou, ainda, que em virtude do ocorrido, foi elaborado o relatório “Consulta Ocorrência” (Anexo VIII), identificando as causas e as ações a serem implementadas para mitigar a possibilidade desse tipo de ocorrência novamente, e que as ações 1 e 2 descritas no referido relatório foram concluídas, conforme consignado por meio dos relatórios “Orientação Proteções” (Anexo IX) e “Alteração de telas” (Anexo X);
(iii) Em seu compromisso de melhoria contínua, irá providenciar a reciclagem de todos os operadores do COS Cotesa nos treinamentos de operação até fevereiro de 2021, conforme cronograma constante no Anexo XI de sua manifestação, atendendo também a Recomendação 1 (R.1) do TN nº 0024/2020;
(iv) O operador do COS COTESA foi induzido ao erro quando questionado pelo supervisor do ONS sobre qual fase do transformador TR1 teria sido submetida ao incêndio e se haveria fase reserva na subestação, pois segundo a LMTE, o operador do COS COTESA, diante do seu estado emocional no meio de uma grave ocorrência, apenas disse que iria se informar com a equipe de campo e quem desconhecia a instalação e a situação operacional do sistema e da subestação era o operador do ONS. Destaca, também, que a operação da LMTE é realizada por empresa prestadora de serviço com reconhecida experiência em operação de instalações de transmissão no Brasil e que por meio de um segundo nível de operação, as instalações da LMTE podem ser operadas remotamente pelo
centro de operação das concessionárias do mesmo Grupo, localizado na subestação Xingu da concessão da LXTE, que possui recursos que a capacitam para realizar remotamente a operação de todas as instalações de concessão da LMTE, inclusive da SE Macapá, caso ocorra algum tipo de intercorrência com a execução do telecomando remoto por parte do COS COTESA que é o prioritário.
49. Com relação ao item (i), a SFE não acata as justificativas da transmissora, pois além do fato do operador do COS Cotesa ter disponibilizado o TR-1 230/69 kV da SE Macapá mesmo sinistrado e em chamas para a operação, sem informar ao ONS as condições da instalação, as proteções e os bloqueios atuados e a origem da ocorrência, o colaborador da LMTE realizou duas tentativas de normalização dos circuitos 1 e 2 da LT 230 kV Laranjal /Macapá, mesmo com os bloqueios (função 86) atuados nos disjuntores devido a atuação da proteção diferencial de barra de 230kV da SE Macapá. Ou seja, o erro não foi pontual como alega a transmissora, e poderia ter causado sérios danos aos equipamentos, ao sistema e até mesmo às pessoas envolvidas na operação e manutenção.
50. Portanto, resta clara a preocupação do operador da LMTE apenas com o afastamento da aplicação da Parcela Variável por Indisponibilidade, Resolução Normativa nº 906, de 8 de dezembro de 2020, desprezando as verificações necessárias, como a inspeção dos alarmes atuados, por exemplo.
51. Quanto ao item (ii), a SFE não acata os argumentos da concessionária, pois a função de bloqueio (86) tem a finalidade de bloquear o funcionamento dos equipamentos de potência nas subestações ou linhas de transmissão após atuação de alguma proteção impeditiva de religamento e que necessite de inspeção pela equipe de manutenção para corrigir o problema antes de liberar o rearme do bloqueio e permitir religar o equipamento protegido.
52. A função 86 não tem o papel de coibir manobras indevidas do operador, que em tese deve conhecer os procedimentos de operação da subestação e verificar quais atuações de proteção geram bloqueios e quais as condições para o rearme dos bloqueios de cada equipamento. Ela acaba por impedir que algumas ações humanas erradas causem estragos aos equipamentos e ponham em risco as pessoas. Porém, o esperado é que os operadores sejam bem treinados nos procedimentos de operação da subestação que está operando para saberem lidar adequadamente com as diversas ocorrências que acontecem no sistema elétrico.
53. A SFE esclarece que o fato de a transmissora estar em processo de melhoraria de seus processos com treinamentos dos operadores, alterações de telas para facilitar a visualização das informações, bem como orientação de como proceder ao verificar proteções atuadas, não descaracteriza a Não Conformidade apontada pela fiscalização, tendo o objetivo de evitar reincidências e novas não conformidades.
54. Atinente ao item (iii), destaca-se que a reciclagem de todos os operadores do COS Cotesa por meio de treinamentos informados pela LMTE em sua manifestação tem o condão
correto de aprimorar suas operações, porém não descaracteriza as ações equivocadas realizadas pelo operador do COS Cotesa durante a recomposição da subestação Macapá na ocorrência do dia 3/11/2020, conforme caracterizado na constatação C.2.5 do Relatório de Fiscalização parte integrante do TN nº0024/2020-SFE.
55. Quanto ao item (iv), esclarece-se que quem tem a obrigação de saber os detalhes e a situação operacional em que se encontra cada equipamento na subestação é quem os opera, que no caso da SE Macapá é o COS COTESA. Além disso, o operador do COS COTESA que foi questionado pelo ONS, não era o mesmo quando do início da ocorrência conforme constatado nas gravações de voz e, portanto, não cabe o argumento do estado emocional diante de uma ocorrência grave como mencionado pela LMTE.
56. Além disso, os Procedimentos de Rede exigem que os operadores de sistema sejam treinados para situações justamente de ocorrências graves no sistema elétrico e esses devem ser avaliados periodicamente sobre o conteúdo técnico das instalações que operam, além da necessidade de realização de exames físicos e psicológicos.
57. A SFE esclarece ainda que embora exista a possibilidade da subestação Macapá ser operada remotamente por meio de um segundo nível de operação na subestação Xingu de concessão da LXTE (mesmo grupo da LMTE), na prática tal ação não foi realizada no dia da ocorrência do dia 3 de novembro de 2020. Além disso, esta operação por meio do centro de operação da SE Xingu não fala diretamente com o ONS, que por sua vez se relaciona com COS COTESA.
58. Diante da análise discorrida, conclui-se por improcedentes as alegações apresentadas pela LMTE, razão pela qual se decide pela manutenção da Não Conformidade N.3.
Não Conformidade N.4
Descumprimento da Primeira Subcláusula da Cláusula Terceira do Contrato de Concessão nº 009/2008-ANEEL, de 16 de outubro de 2008, para prestação de serviço público de transmissão de energia elétrica, celebrado entre a União e a Linhas de Macapá Transmissora de Energia S.A. - LMTE pelas falhas ocorridas na ocorrência do dia 3/11/2020 quando da tentativa de recomposição da
subestação Macapá, sobretudo referente às falhas de supervisão e comando remoto das chaves seccionadores 7131 e 5045 , comutação de tap do TR3 no COS COTESA e supervisório local, falha no GMG 1, falhas nos rearmes dos bloqueios pelo COS COTESA.
59. A Não Conformidade N.4 refere-se às falhas verificadas na ocorrência do dia 3 de novembro de 2020 quando da tentativa de recomposição da SE Macapá, sobretudo associadas às falhas de supervisão e comando remoto das chaves seccionadores 7131 e 5045, comutação de tap do transformador TR3 no COS COTESA e supervisório local, falha no Grupo Motor Gerador – GMG 1 e falhas nos rearmes dos bloqueios pelo COS COTESA.
60. Em sua manifestação, a LMTE apresentou basicamente os seguintes argumentos: (i) Em momento nenhum as falhas de comando de seccionadores e comutação
descumprimento da Cláusula 3ª do Contrato de Concessão ou à Lei nº 8.987 de 13/02/1995, uma vez que mesmo não sendo operadas pelo COS COTESA, os equipamentos foram manobrados localmente, garantindo assim a prestação do serviço de transmissão de forma adequada e que as falhas de comando em nada prejudicaram e/ou agravaram a indisponibilidade dos transformadores;
(ii) As falhas de rearmes de bloqueios caracterizam o funcionamento dos intertravamentos, garantindo que não haja manobras indevidas em condições inapropriadas para o equipamento. Desta forma, esta Concessionária entende que não há descumprimento da responsabilidade de prestação do serviço de transmissão;
(iii) Os pontos identificados são objetos de manutenção planejada para adequação da sua condição de operação, tornando ainda mais ágeis os processos de recomposição do sistema. Acrescentou que os equipamentos da subestação Macapá foram adquiridos seguindo os requisitos técnicos necessários.
61. Com relação ao item (i), as alegações da transmissora não merecem prosperar, pois as falhas de comando remoto para comutação do TAP do transformador TR3 e as falhas nos comandos remotos nas seccionadoras isoladoras para a indisponibilização do transformador TR3 demonstram problemas na comunicação com o sistema de supervisão e controle do COS COTESA, assim como falha no sistema supervisório local da subestação Macapá, uma vez que os comandos para abertura das chaves seccionadoras 7131 e 5045 só foram executados nos armários de comando das chaves pela equipe de manutenção em campo, ou seja, aumentando o tempo para início da manutenção do TR3 que tinha sido avariado na ocorrência do dia 3 de novembro de 2020.
62. Além disso, a LMTE não informou as causas das falhas desses comandos remotos pelo COS COTESA e nem das falhas no sistema supervisório local, o que pode voltar a se repetir em outra ocorrência, caracterizando assim que a prestação do serviço adequado de transmissão de energia elétrica está aquém do esperado, pois o esperado é que, tanto os sistemas de supervisão, controle e comando locais, quanto os sistemas remotos funcionem corretamente, principalmente em caso de ocorrências no sistema em que são fundamentais para a recomposição, ainda mais em se tratando de uma subestação que não é assistida localmente ininterruptamente, e depende dessa supervisão e comandos remotos pelo COS COTESA para uma operação adequada.
63. Atinente ao item (ii), a SFE não acata as justificativas da concessionária, pois foi constatado que os comandos de rearmes dos bloqueios nos disjuntores pelo COS COTESA não foram efetivados, possivelmente associados a falhas nos sistemas de supervisão e comando e controle na subestação Macapá, necessitando novamente da intervenção da equipe de manutenção em campo para efetivar os comandos de rearme dos bloqueios nos disjuntores