Com um desempenho operacional que é referência no setor elétrico, a ISA CTEEP conquistou um alto patamar de qualidade com a utilização de tecnologias de ponta combinada ao profundo conhecimento técnico de seus colaboradores e a uma estratégia de operação e manutenção focada na sinergia entre diferentes áreas e unidades.

A Companhia encerrou 2016 com 100% das subestações operadas por telecomando, diretamente do Centro de Operações em Bom Jardim (SP), e um sistema totalmente georreferenciado, que permite identificar com rapidez e precisão um problema no sistema, garantindo mais agilidade e assertividade no atendimento às ocorrências.

Esse padrão de operação foi aprimorado durante o ano com a implantação de um sistema de acompanhamento das condições meteorológicas, que faz o monitoramento de eventos climáticos, com a emissão de alertas que auxiliam na manutenção do sistema de transmissão (ver Projeto SENSOR METEOROLÓGICO, no capítulo sobre Pesquisa & Desenvolvimento).

A reorganização da Diretoria Técnica, que passou a atuar de forma mais sinérgica com as demais unidades, e a nova logística de operação que otimizou os processos de Operação e Manutenção, promovida em 2015 e consolidada em 2016, também foram fatores fundamentais para fortalecer a atuação da ISA CTEEP perante o mercado e garantir que a Empresa superasse os desafios e conquistasse, em mais um ano, indicadores expressivos de eficiência.

 

A ISA CTEEP é remunerada pela disponibilidade de seus ativos por meio da Receita Anual Permitida (RAP). Isso significa que qualquer indisponibilidade nesses equipamentos poderá acarretar uma queda de sua remuneração, a partir do desconto na receita auferida pela disponibilidade.

Nesse sentido, a qualidade do fornecimento de transmissão de energia aos clientes é um compromisso que orienta sua estratégia de eficiência operacional. A Empresa também possui Diagnósticos do Sistema de Transmissão, embasados na idade e desempenho de seus ativos, destinados a orientar de forma clara e objetiva a priorização de investimentos necessários para a manutenção da confiabilidade operativa de seu sistema de transmissão, sendo base para a inclusão de solicitações de substituições através do SGPMR - Sistema de Gerenciamento do Plano de Melhorias e Reforços do ONS.

A Companhia adota referenciais de nível mundial, como os indicadores do programa ITOMS (The International Transmission Operations & Maintenance Study). Além de ser a única empresa brasileira a integrar esse programa, que mensura a performance de companhias de transmissão de diversos países, avaliando seu desempenho em relação ao nível de serviço e custo, a ISA CTEEP é referência em diferentes aspectos, entre eles o custo de manutenção de subestações.

Os indicadores a seguir apresentam um resumo do desempenho operacional conquistado no período de 2012 a 2016, evidenciando a eficiência da Empresa ao manter os índices de disponibilidade de seus ativos sempre muito próximos a 100%.

Disponibilidade dos ativos

IENS

O Índice de Energia Não Suprida (IENS) é outro indicador importante para avaliar a qualidade dos serviços e o desempenho da Companhia. Esse indicador é obtido pela relação percentual entre o total de energia não suprida durante todas as ocorrências no ano e o total da demanda de energia suprida pela Empresa.

Em 2016, o IENS da ISA CTEEP representou 6,54 x 10-6 (ou 0,000654%) da carga atendida. Embora tenha apresentado aumento em relação a 2015 (3,55 x 10-6 ou 0,000355% da carga), o indicador manteve-se entre os menores patamares dos últimos anos.

A gestão do IENS é feita a partir da análise de ocorrências, que permitem identificar possibilidades de melhorias em processos de operação, manutenção e restabelecimento de cargas. Por isso, em seu programa de manutenção a ISA CTEEP promove atividades e serviços periódicos destinados à preservação dos parâmetros originais dos equipamentos, com consequente contenção das perdas.

Como consequência, as perdas na transmissão de energia pela Companhia em 2016 foram estimadas em 1%, percentual considerado baixo e coerente à atividade de transmissão de energia, que são referentes às perdas técnicas de transmissão. G4-EU12

Evolução do Índice de Energia Não Suprida (IENS)

FREQ e DREQ

Para gerir adequadamente seu sistema, a ISA CTEEP também realiza o monitoramento constante da Frequência Equivalente de Interrupções (FREQ), indicador que mede o número equivalente de vezes em que a demanda máxima é interrompida no período de observação, bem como da Duração Equivalente de Interrupções (DREQ), que traduz o tempo equivalente de interrupção da demanda máxima, em minutos, observada no período.

Em 2016, a Companhia registrou FREQ de 0,1120 e DREQ de 2,2733 minutos. Os resultados de 2016 foram influenciados pelos acidentes e ocorrências meteorológicas nas linhas da ISA CTEEP, que provocaram um incremento nos indicadores de frequência e duração das interrupções. G4-EU28, G4-EU29

Evolução dos indicadores DREQ e FREQ

Parcela Variável

Outro indicador utilizado para medir qualidade e eficiência é o valor de desconto na receita da Companhia, em decorrência de indisponibilidades de Funções de Transmissão (FT), usualmente chamada de Parcela Variável (PV), que representa a dedução da receita da transmissora em função de desligamentos das FT. Em 2016, a ISA CTEEP obteve um desconto de 2,20% da sua RAP, sendo que em 2015 o resultado foi de 1,25%.

Além disso, a partir de 2017 a Empresa terá que se adaptar à Resolução Normativa 729, emitida em julho de 2016 pela ANEEL, que apresenta novas regras para a qualidade do serviço de transmissão e que impactarão, principalmente, as atividades de operação e manutenção. Entre os principais aspectos, destacam-se:

As manutenções preventivas (realizadas periodicamente com o objetivo de prevenir falhas e manter os ativos disponíveis ou em operação) deixam de gerar descontos (PV) em função do período efetivo de desligamento e deverão ser descontadas pelo tempo programado, mesmo quando a empresa faz uma atividade em tempo menor. Assim, o planejamento das atividades terá que ser ainda mais preciso na definição do tempo real e necessário para gerar descontos desnecessários.

Os períodos de isenção de PV durante a recomposição do sistema, quando da queda de estruturas, foram reduzidos e deixam de considerar o número de cabos caídos para computar apenas as estruturas em si, sendo 40 horas para torres com circuitos simples e 50 horas para torres com circuitos duplos.

Foi estabelecida a isenção de PV para as manutenções preventivas que constam do Plano Mínimo de Manutenção, garantindo que as empresas tenham um período de isenção de 20 horas para realizar manutenções em seus equipamentos a cada três ou seis anos. Dessa forma, as manutenções dos equipamentos que compõem a chamada Função de Transmissão passam a ser realizadas de forma simultânea e integrada, focando a Função de Transmissão linha e seus terminais em ambas as subestações ou Função Transmissão equipamento indutivo (transformador ou reator) e seus equipamentos associados simultaneamente e não mais com foco nas subestações.

O desempenho operacional apresentado pela Empresa em 2016 foi influenciado, principalmente, pela ocorrência de dois eventos climáticos significativos.

No final do mês de março, fortes chuvas acompanhadas de granizo afetaram o funcionamento da Subestação Bauru, resultando em 20 minutos de interrupção na transmissão de energia para a região.

Já no início de junho, a Companhia enfrentou, nas regiões de Bauru e Ilha Solteira, a maior ocorrência de sua história em termos de abrangência, com chuvas e ventos que provocaram o fenômeno meteorológico chamado de microexplosão, quando uma corrente de ar se forma com água e granizo e vem acompanhada de ventos fortes.

No dia 01 de junho, em um período de menos de uma hora, quatro linhas de transmissão da Companhia (440 kV Bauru-Cabreúva; 440 kV Bauru-Salto; 440 kV Bauru-Oeste, nos Circuitos 1 e 2; e 440 kV Ilha Solteira-Mirassol II, nos Circuitos 1 e 2) tiveram torres danificadas. Nos dias seguintes, torres de mais cinco linhas sofreram avarias (440 kV Replan-Santo Ângelo, 440 kV Mogi Mirim III-Santo Angelo, 440 kV Bom Jardim – Taubaté, 440 kV Oeste-Embu Guaçu e 440 kV Embu Guaçu-CBA 2).

O desafio da ISA CTEEP foi garantir o atendimento simultâneo a cinco áreas diferentes e ainda lidar com o risco de colapso no atendimento energético à área da capital de São Paulo. Para isso, mais de 200 profissionais (incluindo colaboradores da Empresa e terceirizados) foram envolvidos no trabalho, que resultou na instalação de 40 torres provisórias e três definitivas. Assim, após três dias da ocorrência, a primeira linha afetada voltou a operar normalmente, restabelecendo gradualmente o atendimento às regiões afetadas.

A efetividade alcançada com essas ocorrências é resultado do Plano de Atendimento Emergencial em linhas de transmissão mantido pela Empresa, que estabelece instruções para recuperação provisória e definitiva das linhas de transmissão, quando da ocorrência de queda de estruturas. A correta implementação das diretrizes propostas pelo plano foi fundamental para que as equipes envolvidas pudessem trabalhar de forma coordenada, minimizando os riscos para a Empresa e seus stakeholders.

A ISA CTEEP também conta com o Plano de Preparação e Resposta às Emergências Ambientais, que prevê ações de prevenção e mitigação de impactos ambientais em subestações e linhas de transmissão, conforme as diretrizes do Sistema de Gestão Ambiental (SGA).

O plano estabelece que as instalações disponham de materiais adequados para atendimento a emergências e que sejam realizados exercícios e simulados anuais com ocorrências ambientais (Ex.: acidentes ou situações de emergência de incêndio, com vazamento de óleo, com tintas e solventes). O documento que formaliza as ações de atendimento das situações de emergências ambientais é denominado de PPRE (Plano de Preparação e Resposta às Emergências) e contempla, entre outros elementos, um fluxograma de atendimento e um formulário padrão de registro da emergência.

Estudo de reforço ao sistema de 345 kV – LT 345 kV Baixada Santista – Tijuco Preto e SE Sul, com o objetivo de identificar e recomendar obras para solucionar as sobrecargas previstas na contingência de um dos circuitos expressos da LT 345 kV Tijuco Preto – Baixada Santista.

Estudo sobre a necessidade de reconstrução da LT 138 kV Taquaruçu – Mirante devido à construção da nova subestação Mirante, com o objetivo de identificar a melhor solução técnica e econômica, contribuindo para o sistema e a modicidade tarifária.

Os processos decisórios relacionados ao planejamento energético e ao desenvolvimento da infraestrutura estão sob a responsabilidade de órgãos setoriais como a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para o planejamento de médio e longo prazos, e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), para o planejamento de curto prazo.

O planejamento da expansão do sistema elétrico brasileiro é consolidado com base no Plano Decenal de Transmissão e no Programa de Expansão de Transmissão (PET), com horizonte de cinco anos. O PET é resultado de estudos desenvolvidos pela EPE em conjunto com agentes do setor, por meio de Grupos de Estudos de Transmissão Regionais.

Já o Plano de Ampliações e Reforços – PAR, com horizonte de três anos, é desenvolvido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), com base em uma visão de curto prazo.

A partir de soluções consensuais desses grupos de estudos regionais são definidas as obras de infraestrutura necessárias para a expansão do sistema elétrico do país, apresentadas no documento “Consolidação de Obras”, publicado pelo Ministério de Minas e Energia (MME).

A ISA CTEEP conta com um Comitê Multidisciplinar, composto pelas áreas de Planejamento, Operação e Regulatório, que analisa os novos empreendimentos, considerando a importância dos projetos e o investimento autorizado. A Empresa fornece esses subsídios ao ONS e à EPE, com os quais mantém intensa e contínua interação, buscando ampliar a robustez técnica-operacional de seu sistema, garantir o equilíbrio econômico-financeiro de sua concessão, contribuindo de forma efetiva para o crescimento de qualidade e confiabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Dessa forma, participa ativamente das discussões setoriais para planejamento da expansão no segmento de transmissão, bem como apoia a definição de propostas efetivas para o setor. Uma das propostas apresentadas durante o ano contempla a construção de uma nova subestação 500/230 kV no município de Lorena (SP), combinando com reforços nas subestações de fronteira existentes.

Ainda em 2016, no âmbito do Grupo de Estudos da Transmissão do Estado de São Paulo (GET-SP), foi realizado um estudo para atendimento da região do Vale do Paraíba, com o objetivo de indicar soluções estruturais para o esgotamento das subestações de Aparecida, Santa Cabeça, Taubaté, São José dos Campos e Itapeti, com foco na rede de 230 kV. Entre os demais estudos em andamento, destacam-se: