ONS RE 3/0032/2011ANÁLISE DA PERTURBAÇÂO DODIA      04/02/2011          À     00H21MINENVOLVENDO OS ESTADOS DAREGIÃO NORDE...
© 2011/ONSTodos os direitos reservados.Qualquer reprodução ou alteração é proibida sem autorização.Operador Nacional do Si...
Histórico da revisões do relatório:                                  das                        Documento de convocação pa...
Renato Arantes – VALE                         Ari da Silva Medeiros – Veracel                         Cláudia Silva Zanchi...
Sumário  1          INTRODUÇÃO                                                                                            ...
1             INTRODUÇÃOO presente relatório tem o objetivo de apresentar a análise da perturbação dodia 04/02/2011 com in...
Afonso IV e 2 máquinas ligadas à LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina.Estes desligamentos provocaram oscilações de potência d...
provocando uma redução total de carga de cerca de 1.300 MW, permanecendoligados apenas 200 MW na área Norte da região Nord...
apresentadas pelos Agentes envolvidos e que embasaram a elaboração desteRelatório de Análise de Perturbação – RAP estão su...
LT 500 kV Teresina II* / Sobral III C1 - 601 MW               LT 500 kV Teresina II* / Sobral III C2 - 595 MW             ...
2.4              GERAÇÃO DA ÁREA AFETADATabela 2.1.2: Geração da área afetada                                             ...
3              DESCRIÇÃO DA PERTURBAÇÃO3.1            Às 00h08min do dia 04/02/2011 ocorreu o desligamento automático da  ...
3.5            Com o desligamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) e               do Barramento 05B1 de L...
À 00h17, a Chesf disponibilizou o barramento 05B1 da UHE Luiz Gonzaga               sendo autorizada sua normalização. No ...
Luiz Gonzaga / Milagres. Permaneceram fechados os disjuntores centrais               de 500 kV 15D3, 15D4 e 15D5, conectan...
3.8            Após este isolamento da região Nordeste, verificou-se subfrequência com               a consequente atuação...
transmissão. Verificou-se, então, corte adicional de carga por atuação de               todos os três estágios do SEP de s...
Chesf, a tensão terminal destas unidades estava entre 90% e 93%. Esta               condição não deveria provocar a perda ...
terminal de linha. A LT foi disponibilizada às 09h35min após inspeção no               sistema de proteção e substituição ...
houve apenas a atuação da proteção de falha do disjuntor 15C3                associado à LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonza...
INSTANTE                                                                 PROTEÇÃO                             ESTAÇÃO     ...
INSTANTE                                                                 PROTEÇÃO                             ESTAÇÃO     ...
4.2            RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA4.2.1          O anexo 11.1 apresenta a tabela com a sequência de recomposição dos  ...
5.1.5          Foi indevido o desligamento automático de 5 unidades geradoras na UHE               Xingó, por perda de ali...
sendo possível modificá-la em apenas um “bay”, o que o ONS concordou.               Com relação à máxima potência a ser co...
5.4            COMPORTAMENTO DINÂMICO DO SIN5.4.1          À 00h08 do dia 04/02/2011 a demanda total da região Nordeste er...
À 00h15, o ONS questionou à Chesf quanto à razão do tempo decorrido               para o fechamento da LT em Sobradinho, t...
restante do SIN, com exceção dos estados do Piauí e do Maranhão e parte               da área Sudoeste da Bahia. A ilha fo...
5.4.8          Como pode ser visto na figura 3 acima, a atuação do ERAC resultou numa               recuperação rápida e a...
Figura 4 – Tensão na área Leste da região Nordeste (medida na SE Campina Grande               II) – Fonte Chesf           ...
atingiu um novo ponto de operação, com equilíbrio de frequência e tensão.               Decorridos cerca de 40 segundos, o...
sistêmica, a particularidade da ocorrência e ao insucesso na partida da               UHE Xingó pelo sistema de auto-resta...
e do Barramento 05B1 de Luiz Gonzaga, estando a LT 500 kV São João               do Piauí / Milagres desligada para interv...
Neste momento, o processo de energização da LT 500 kV Sobradinho /               Luiz Gonzaga C1 (05C3) se encontrava em a...
da região Nordeste do SIN e a atuação do ERAC.               À 00h25min, 4 minutos após a perda dos geradores da UHE Xingó...
energizada a partir de um dos barramentos de 230 kV da SE Paulo Afonso               III (anexos 11.2, 11.3 e 11.4).      ...
02h05.               Nesse ínterim, foram sincronizadas quatro unidades geradoras da UHE               Luiz Gonzaga. Só a ...
Chesf concluir o fechamento do anel de 500 kV na SE Quixadá o que               implicaria na redução do carregamento na L...
Houve dificuldades para a re-sincronização do sistema ilhado do Nordeste               com as demais áreas do SIN devido a...
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  1. 1. ONS RE 3/0032/2011ANÁLISE DA PERTURBAÇÂO DODIA 04/02/2011 À 00H21MINENVOLVENDO OS ESTADOS DAREGIÃO NORDESTERelatório de Análise da Perturbação - RAP
  2. 2. © 2011/ONSTodos os direitos reservados.Qualquer reprodução ou alteração é proibida sem autorização.Operador Nacional do Sistema ElétricoDiretoria GeralRua da Quitanda 196/22º andar, Centro20091-000 Rio de Janeiro RJtel (+21) 203-9594 fax (+21) 203-9444
  3. 3. Histórico da revisões do relatório: das Documento de convocação para reunião de análise: os Carta ONS – 0015/300/2011 de 04/02/2011 Datas das r reuniões de análise: 07/02/2011 (com todos os Agentes) e 17/02/201 (específica com Chesf), além do MME e ANEEL 11 Versão orig ginal (minuta) em: 14/03/2011 Versão def finitiva (final) em: 21/03/2011 Participant da análise da perturbação: tes ANEEL (SF FE-SFG), MME (SEE-DMSE), ONS Transmisso ora: Chesf Distribuidor ras: Coelce, Cosern, Celpe, Sulgipe, Ceal, C Coelba, Energisa SSergipe, Neoenergia, Energisa Paraíba e Ene ergisa Borborema a Geradoras: Chesf e Neoenergia : Outros: Braasken / Abrace-NE Observação No item 10 consta lista de presença da re o: eunião do dia 07/02/2011 no ONS/Rio de Janeiro 1 Carta de c convocação enviada para: Mozart Bande Arnaud – Chesf ndeira José Távor Batista – Coelce ra Joubert Meneneguelli – Coelba Ricardo de Vasconcelos Galindo – Celpe e Dario Soare Vale – Cosern es Nelson Fonsnseca Leite – Eletrobras Distribuição Alagoas e Eletrobras s Distribuição Piauí o Luis Morae Guerra Filho – Energisa Paraíba e Energis Borborema es sa Gioreli de S Souza Filho – Energisa Sergipe Jorge Prad Leite – Sulgipe ado André Marcocondes Gohn – Braskem Jose Fernan Barbosa Santos – Paranapanema (Cara ando aíba Metais) Magno Ros – Coteminas-PB ssi Antônio Inác de Souza – Dow Brasil (Dow Química) ácio Pablo Wiededenbrug – EKARE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados d Região 3 o da 63Nordeste.
  4. 4. Renato Arantes – VALE Ari da Silva Medeiros – Veracel Cláudia Silva Zanchi Piunti – Gerdau Aço Norte e Usiba Manoel Valério de Brito – Mineração Caraíba Geraldo Lopes – Ferbasa Leonardo Cordeiro – Libra Gilvan Azevedo Paixão – Petrobras Fafen-SE Ildo Wilson Grudtner – MME José Augusto da Silva – Aneel / SFE Rômulo de Vasconcelos Feijão – ANEEL / SFGRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região 4 63Nordeste.
  5. 5. Sumário 1 INTRODUÇÃO 6 2 SITUAÇÃO DO SISTEMA ANTES DA PERTURBAÇÃO 9 2.1 CARGAS E FLUXOS 9 2.2 FLUXO EM LINHAS DE TRANSMISSÃO 9 2.3 TENSÃO NOS PRINCIPAIS BARRAMENTOS 10 2.4 GERAÇÃO DA ÁREA AFETADA 11 2.5 EQUIPAMENTOS INDISPONÍVEIS 11 3 DESCRIÇÃO DA PERTURBAÇÃO 12 4 SEQUÊNCIA DE EVENTOS 20 4.1 DESLIGAMENTOS AUTOMÁTICOS E MANUAIS 20 4.2 RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA 23 5 AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO 23 5.1 PROTEÇÃO E ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO 23 5.2 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO 25 5.3 ESQUEMAS REGIONAIS DE ALÍVIO DE CARGA – ERAC 26 5.4 COMPORTAMENTO DINÂMICO DO SIN 26 5.5 OPERAÇÃO EM TEMPO REAL E PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO 32 5.6 SISTEMA DE SUPERVISÃO E TELECOMUNICAÇÃO 40 6 INTERRUPÇÃO DE CARGA NO SIN 40 6.1 CARGA DE DEMANDA INTERROMPIDA E ENERGIA NÃO SUPRIDA 40 7 CONCLUSÕES 41 7.1 REFERENTES À ORIGEM DA PERTURBAÇÃO 41 7.2 REFERENTES AO PROCESSO DE LIBERAÇÃO DE EQUIPAMENTOS 43 7.3 REFERENTES AO PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO 44 7.4 REFERENTES ÀS DIVERGÊNCIAS APRESENTADAS PELA CHESF 45 8 PROVIDÊNCIAS TOMADAS E EM ANDAMENTO 45 8.1 PELA CHESF 45 8.2 PELO ONS 46 9 RECOMENDAÇÕES 46 9.1 À CHESF 46 9.2 AO ONS 48 10 ANEXOS 50RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 5 de 121
  6. 6. 1 INTRODUÇÃOO presente relatório tem o objetivo de apresentar a análise da perturbação dodia 04/02/2011 com início às 00h08min, com origem na subestação de 500 kV daUHE Luiz Gonzaga da Chesf, que envolveu as interligações Sudeste/Nordeste –SE/NE e Norte/Nordeste – N/NE, e provocou os desligamentos das mesmas,isolando grande parte do sistema Nordeste do restante do Sistema InterligadoNacional – SIN, culminando com o colapso no abastecimento das cargas da regiãoNordeste, exceto os estados do Piauí e Maranhão e parte do Sudoeste da Bahia.Neste momento a carga total do sistema Nordeste era de 8.884 MW, o que equivalea uma condição de carga média.A perturbação teve início às 00h08min, com os desligamentos automáticos da LT500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 e da Barra B1 de 500 kV da SE LuizGonzaga, devido à atuação acidental da proteção de falha de disjuntor (15C3).Com isso, as unidades geradoras 01G3 e 01G4 da UHE Luiz Gonzagapermaneceram conectadas radialmente na LT 500 kV Luiz Gonzaga/Paulo Afonso IV,tendo em vista que o disjuntor 15T2 da SE Luiz Gonzaga encontrava-se liberado paramanutenção. No instante destes desligamentos a LT 500 kV São João do Piauí /Milagres, se encontrava fora de operação, uma vez que foi desligada às 17h25mindo dia anterior (03/02/2011) para intervenção de emergência, motivada porvazamento de óleo no Transformador de Potencial Capacitivo (TPC) 85V4 - Fase Cdo terminal de São João do Piauí (Sistema de Gestão de Intervenções - SGI n o03794/2011). Esses desligamentos forçados não acarretaram desligamentos decarga no SIN.Às 00h21min, durante a realização de tentativa de normalização da LT 500 kVSobradinho/Luiz Gonzaga C1, após liberação da sua energização pela Chesf, ocorreuo desligamento automático da Barra B2 de 500 kV da SE Luiz Gonzaga, devido aatuação acidental da proteção de falha de disjuntor (15D2), ocasionando osdesligamentos das LTs 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 e Luiz Gonzaga /Milagres. Com isso, as unidades geradoras da UHE Luiz Gonzaga, permaneceramconectadas radialmente da seguinte forma: 1 máquina ligada a LT 500kV LuizGonzaga / Angelim II, 2 máquinas ligadas à LT 500 kV Luiz Gonzaga /PauloRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 6 de 121
  7. 7. Afonso IV e 2 máquinas ligadas à LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina.Estes desligamentos provocaram oscilações de potência do sistema Nordeste emrelação aos sistemas Norte e Sudeste/Centro-Oeste, culminando com a perda desincronismo entre os mesmos. Isto levou à atuação das Proteções de Perda deSincronismo (PPS) das interligações N/NE e SE/NE, ocasionando os desligamentosautomáticos das seguintes linhas de transmissão: · LTs 500 kV Teresina II / Sobral III C1 e C2 (N/NE); · LT 500 kV Rio das Éguas / Bom Jesus da Lapa (SE/NE).Em sequência, como resultado, verificou-se um afundamento do perfil de tensãonos troncos de 230kV Sobradinho / Bom Jesus da Lapa e Teresina / Fortaleza,levando a abertura das LTs, que seguem abaixo listadas, pela atuação dasproteções de distância em primeira zona: LT 230kV Piripiri / Sobral II, LT 230kVSenhor do Bonfim II / Irecê e LT 230kV Irecê / Bom Jesus da Lapa II.Cabe ressaltar que a atuação das proteções acima citadas (PPS e Distância)evitou a propagação desta perturbação para as regiões Norte e Sudeste/Centro-Oeste.Os desligamentos das linhas acima resultaram no isolamento do sistema Nordeste dorestante do SIN, com exceção dos estados do Piauí e Maranhão e parte do Sudoesteda Bahia, provocando déficit elevado de geração neste sistema, em função docenário Nordeste importador, que recebia 3.237 MW no instante da perturbação.No sistema ilhado da região Nordeste ocorreu subfreqüência, devido ao déficit degeração existente, tendo sido atingido o valor mínimo de 56,44 Hz, com consequenteatuação correta dos cinco estágios do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERACdesta região, interrompendo 3.297 MW de cargas (41,21% do total).Observou-se também uma acentuada queda na tensão da área Norte da regiãoNordeste, tendo em vista que, após a perda da rede de 500 kV dessa área, amesma ficou suprida apenas pela rede de 230 kV, que é insuficiente para atendera sua demanda. Isto ocasionou um corte adicional de cargas pela atuação doSistema Especial de Proteção (SEP) por subtensão e, também, por rejeição natural,RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 7 de 121
  8. 8. provocando uma redução total de carga de cerca de 1.300 MW, permanecendoligados apenas 200 MW na área Norte da região Nordeste.Após atuação dos esquemas de alívio de carga por subtensão e subfrequência, bemcomo pela rejeição natural de carga, foi refeito o equilíbrio carga x geração comestabilização da frequência e tensão no sistema da Região Nordeste.Em consequência dos cortes de carga verificados em todas as áreas, ocorreramsobretensões dinâmicas na região Nordeste, as quais levaram a desligamentos dediversos equipamentos de controle de reativos desta Região (bancos de capacitores ecompensadores estáticos e síncronos), além das seguintes linhas de transmissão de500kV: 05L6 Jardim/Camaçari II, 05V5 Quixadá / Fortaleza II, 05V3 Quixadá /Milagres, 05V1 Xingó / Angelim II, e algumas LTs de 230kV, com absorção depotência reativa pelas unidades geradoras que estavam sincronizadas.Decorridos aproximadamente 40 segundos, ocorreram os desligamentos automáticosde 5 unidades geradoras na UHE Xingó (1.768 MW) e após cerca de mais 10segundos de 3 unidades na UHE Paulo Afonso IV (812 MW), permanecendo apenasuma unidade geradora em cada uma dessas usinas. Após cerca de 1 a 2 minutos,ocorreram também desligamentos de uma unidade geradora em cada uma das UHEsPaulo Afonso I, Paulo Afonso III e Apolônio Sales, totalizando nessas três usinas193 MW. Em função destes desligamentos, ocorreu subtensão e subfrequência nosistema ilhado, ocasionando a atuação do Sistema Especial de Proteção - SEP desubtensão das áreas Leste e Sul da região Nordeste e rejeição natural de carga.Após esses eventos, o sistema ilhado da região Nordeste permaneceuenergizado com níveis de tensão e freqüência degradados por aproximadamente 7minutos, até 00h29min, momento em que ocorreu o colapso total desse sistema, comdesligamento total das cargas remanescentes, de cerca de 2.316 MW.Permaneceram supridos pelo SIN o estado do Piauí com 473 MW de cargas e aparte da região Sudoeste do estado da Bahia com 340 MW de cargas, bemcomo as cargas do estado do Maranhão. O tempo médio de restabelecimento dascargas foi de 194 minutos.Outrossim, por solicitação da ANEEL, enfatizamos que “As informaçõesRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 8 de 121
  9. 9. apresentadas pelos Agentes envolvidos e que embasaram a elaboração desteRelatório de Análise de Perturbação – RAP estão sujeitas à fiscalização da ANEEL,conforme o que estabelece a Lei n.º 9.427 de 26 de dezembro de 1996, o Contratode Concessão dos Agentes envolvidos, os Procedimentos de Rede aprovados pelaANEEL e demais requisitos legais aplicáveis.”2 SITUAÇÃO DO SISTEMA ANTES DA PERTURBAÇÃO No momento anterior à perturbação do dia 04/02/2011, à 00h21min, a área afetada do SIN encontrava-se nas seguintes condições de operação:2.1 CARGAS E FLUXOS EM INTERLIGAÇÕES Cargas da região Nordeste: 8.884 MW Somatório do Intercâmbio líquido realizado (3.237 MW / 36,4%) + Geração verificada (5.647 MW / 63,6%) FNE – Fluxo Norte / Nordeste: 2.420 MW FNE – Somatório do fluxo de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra / Boa Esperança, Presidente Dutra / Teresina II C1 e C2 e Colinas / Ribeiro Gonçalves e na LT 230 kV Coelho Neto / Teresina, sendo valor positivo para o fluxo que sai de Presidente Dutra, Colinas e Coelho Neto e medido nessas SEs. FSENE – Fluxo Sudeste / Nordeste: 817 MW FSENE – Fluxo (MW) na LT 500 kV Serra da Mesa 2 / Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa 2, sendo positivo no sentido de Serra da Mesa 2 para Rio das Éguas. RNE – Recebimento pela região Nordeste: 3.237 MW Somatório do FNE + FSENE, quando FNE + FSENE > 02.2 FLUXOS EM LINHAS DE TRANSMISSÃO LT 500 kV Serra da Mesa 2* / Rio das Éguas C1 (FSENE) - 817 MWRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 9 de 121
  10. 10. LT 500 kV Teresina II* / Sobral III C1 - 601 MW LT 500 kV Teresina II* / Sobral III C2 - 595 MW LT 500 kV Colinas* / Ribeiro Gonçalves C1 - 604 MW LT 500 kV Colinas* / Ribeiro Gonçalves C2 - 323 MW LT 500 kV Presidente Dutra* / Boa Esperança - 74 MW LT 500 kV Presidente Dutra* / Teresina II C1 - 703 MW LT 500 kV Presidente Dutra* / Teresina II C2 - 716 MW LT 500 kV Luiz Gonzaga* / Sobradinho C2 - 950 MW LT 230 kV Teresina / Coelho Neto - 0 MW (*) Local da medição2.3 TENSÃO NOS PRINCIPAIS BARRAMENTOS Tabela 2.1.1: Tensão nos Barramentos da área afetada TENSÃO NOS BARRAMENTOS Instalação Tensão – 500 kV Tensão – 230 kV Teresina II 522 233 Sobral II 534 231 Fortaleza II 530 229 Boa Esperança 520 234 São João do Piauí 534 229 Sobradinho 516 224 Luiz Gonzaga 531 - Serra da Mesa 524 - Bom Jesus da Lapa II 524 222 Paulo Afonso IV 535 - Xingó 527 -RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 10 de 121
  11. 11. 2.4 GERAÇÃO DA ÁREA AFETADATabela 2.1.2: Geração da área afetada Geração da área afetada Usina MW Usina MW Usina MW UTE Camaçari Muricy 0 UTE Camaçari Polo 0 UTE Celso Furtado 0 EOL Alegria I 0 EOL Bons Ventos 36 EOL Canoa Quebrada 45 EOL Enacel 27 EOL Formosa 1 EOL Icaizinho 19 EOL Praia do Morgado 0 EOL Rio do Fogo 17 EOL Volta do Rio 0 UHE Itapebi 91 UTE Jaguarari 0 UTE Jesus Soares Pereira 110 UHE Pedra do Cavalo 0 UTE Petrolina 0 UTE Potiguar 0 UTE Potiguar III 0 UTE Rômulo Almeida 24 UTE Termocabo 0 UTE Termomanaus 0 UTE Termonordeste 0 UTE Termoparaíba 0 UHE Apolônio Sales 80 UHE Sobradinho 558 UHE Boa Esperança 100 UHE Luiz Gonzaga 896 UTE Camaçari 0 UHE Paulo Afonso I 53 UHE Paulo Afonso II 77 UHE Paulo Afonso III 313 UHE Paulo Afonso IV 1082 UHE Xingó 2.122 UTE Pernambuco 0 UTE Fortaleza 0 UTE Aquiraz 0 UTE Campina Grd. 0 UTE Maracanaú 1 0 UTE Termoceará 0 UTE Global I 0 UTE Global II 0 UTE Pau Ferro 0 ------- ------Total de geração na região Nordeste: 5.651 MW2.5 EQUIPAMENTOS INDISPONÍVEIS LT 500 kV São João do Piauí / Milagres, desde às 17h25, do dia 03/02/2011 devido vazamento de óleo em TCP no terminal de São João do Piauí (em emergência). Foi normalizada no dia 05/02/2011 às 02h06.2.5.1 Disjuntor 15T2 da subestação 500 kV da UHE Luiz Gonzaga.2.5.2 Unidades Geradoras indisponíveis na região Nordeste: • Paulo Afonso 1: UG 3; • Paulo Afonso 2: UGs 1, 2 e 3; • Paulo Afonso 3: UG 4; • Apolônio Sales: UG4; • Sobradinho: UGs 1 e 3; e Total de geração indisponível: 918 MW (10% da geração total da região Nordeste).RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 11 de 121
  12. 12. 3 DESCRIÇÃO DA PERTURBAÇÃO3.1 Às 00h08min do dia 04/02/2011 ocorreu o desligamento automático da LT 500 kV Luiz Gonzaga/Sobradinho C1 e do barramento 500 kV 05B1 da SE Luiz Gonzaga, com a abertura de todos os disjuntores conectados a esta barra e do disjuntor 15D2 associado à LT 500 kV Luiz Gonzaga/Sobradinho C1, provocada pela atuação acidental da proteção de falha do disjuntor de 500 kV 15C3.3.2 A LT 500 kV São João do Piauí/Milagres, de propriedade do Agente Iracema, encontrava-se desligada desde às 17h25min do dia 03/02/2011, para intervenção de emergência, devido a um vazamento de óleo no TPC 85V4, fase C da LT no terminal de São João do Piauí, conforme intervenção cadastrada no Sistema de Gestão de Intervenções – SGI, sob o nº 03794/2011. Com essa indisponibilidade o limite de segurança para o Recebimento Nordeste nesse horário é de 4.500 MW. O valor praticado à 00h08min era de cerca de 3.200 MW. Como esse valor era inferior ao limite de segurança, a perda da LT 500kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1 (05C3) não trouxe nenhum impacto ao sistema.3.3 Tendo sido identificada pela Chesf a atuação do esquema de falha do disjuntor 15C3 da subestação Luiz Gonzaga, foi procedido o isolamento e impedido o equipamento para a operação e liberada pela transmissora para o ONS a normalização da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1. Ressalta-se que, neste momento, não havia sido identificada pela Chesf a causa da atuação da proteção de falha de disjuntor da citada LT, não tendo sido informada para o ONS qualquer anomalia no sistema de proteção associado.3.4 Destaca-se que, conforme estabelecido no Sub-módulo 10.7 – item 4.4.b (iii) dos Procedimentos de Rede, os proprietários das instalações devem informar ao centro de operação do ONS com o qual se relacionam a disponibilidade para reintegração ao SIN de equipamento de sua responsabilidade que se encontre desligado, tão logo essa disponibilidade fique caracterizada, bem como a existência ou não de restrição operativa.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 12 de 121
  13. 13. 3.5 Com o desligamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) e do Barramento 05B1 de Luiz Gonzaga, estando a LT 500 kV São João do Piauí / Milagres já desligada para intervenção de emergência, configurou- se neste momento uma condição de dupla indisponibilidade, implicando em um novo limite de Recebimento pelo Nordeste de 3.000 MW (equivalente ao período de carga média e a 33,8% da carga), bem como um fluxo máximo de 800 MW na LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2. À 00h09 a Chesf contatou o ONS para disponibilizar a LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1 (05C3), após desligamento automático dessa à 00h08. Neste contato, o ONS informou à Chesf que o barramento 500 kV (05B1) encontrava-se também desligado, levando o agente a suspender a disponibilização da referida LT. O motivo da perda do barramento foi a atuação acidental da proteção de falha do disjuntor 500 kV 15C3 da SE Luiz Gonzaga. À 00h11 a Chesf disponibilizou novamente a LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) para energização. Dessa forma, o ONS verificou se as condições sistêmicas estabelecidas para permitir essa manobra estavam atendidas, ou seja: tensão na UHE Sobradinho inferior a 530 kV e folga de absorção de reativo de no mínimo 250 Mvar nas unidades geradoras da UHE Sobradinho. Diante destas condições, e principalmente considerando a liberação desta LT pela Chesf, sem qualquer restrição, à 00h12 foi determinado pelo ONS o religamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3), visando resgatar as condições de segurança do sistema Nordeste. Após constatar que essas condições estavam atendidas, à 00h12 o ONS autorizou a energização da LT em vazio por Sobradinho. À 00h15, o ONS questionou à Chesf quanto à razão desse tempo decorrido para o fechamento da LT em Sobradinho, tendo sido esclarecido que um operador encontrava-se efetuando comando local para executar o religamento do disjuntor desta linha.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 13 de 121
  14. 14. À 00h17, a Chesf disponibilizou o barramento 05B1 da UHE Luiz Gonzaga sendo autorizada sua normalização. No minuto seguinte, antes de efetivar a normalização da barra, a Chesf informa que a LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) já se encontrava em vazio sobre Sobradinho. Ressalta-se que a retirada dos bloqueios à sua energização, foi efetuada à 00h13. Não havendo qualquer restrição quanto aos aspectos de segurança para energização da LT 500 kV Luiz Gonzaga / Sobradinho C1 (05C3) e considerando que o restabelecimento desta LT restauraria de imediato as condições de segurança do Sistema Nordeste, o ONS autorizou a Chesf a efetuar o fechamento do disjuntor 15D2 de Luiz Gonzaga. As seguintes razões também foram levadas em consideração: · Não havia informação pela Chesf de qualquer anormalidade quanto ao disjuntor 15D2 da UHE Luiz Gonzaga que havia sido aberto à 00h08; · Não havia qualquer restrição informada pela Chesf, referente à LT ou ao barramento 05B2 onde a LT seria conectada; · A LT já estava energizada com sucesso a partir de Sobradinho, indicando não haver defeito permanente; · O disjuntor 15C3 de conexão da LT ao barramento 05B1 da UHE Luiz Gonzaga, que havia originado os desligamentos à 00h08 por atuação da proteção de falha de disjuntor, já se encontrava isolado pelas seccionadoras e ainda não se sabia o motivo da atuação dessa proteção. À 00h21min ao ser religada a LT 500 kV Luiz Gonzaga / Sobradinho C1, no terminal de Luiz Gonzaga, estando a mesma já energizada por Sobradinho, com o barramento 500 kV 05B1 da SE Luiz Gonzaga desenergizado, ocorreu o desligamento automático do barramento 05B2 de 500 kV dessa SE, provocado pela atuação acidental da proteção de falha do disjuntor de 500 kV 15D2, associado ao bay da LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1. Esta atuação ocasionou a abertura de todos os disjuntores conectados à barra 05B2 de 500 kV e das LTs 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C2 eRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 14 de 121
  15. 15. Luiz Gonzaga / Milagres. Permaneceram fechados os disjuntores centrais de 500 kV 15D3, 15D4 e 15D5, conectando as unidades geradoras da UHE Luiz Gonzaga da seguinte forma: 01G2 ao circuito Luiz Gonzaga/Angelim II 05L5, 01G3 / 01G4 ao circuito Luiz Gonzaga/Paulo Afonso IV 05C1 e 01G5 / 01G6 ao circuito Luiz Gonzaga / Olindina 05S4.3.6 Com a perda dos 3 referidos circuitos em 500 kV, considerando a linha de transmissão 500 kV 05V4 São João do Piauí / Milagres indisponível e um valor de intercâmbio de 3.237 MW, iniciou-se um processo de oscilação de potência entre o sistema da região Nordeste e o sistema formado pelas demais regiões do SIN, provocando a atuação correta das proteções de perda de sincronismo com o desligamento associado das seguintes linhas de transmissão: · LT 500 kV Teresina II / Sobral III C1 e C2 (Interligação N/NE); · LT 500 kV Rio das Éguas / Bom Jesus da Lapa (Interligação SE/NE). Em sequência, como resultado, verificou-se um afundamento do perfil de tensão nos troncos de 230kV Sobradinho / Bom Jesus da Lapa e Teresina / Fortaleza, levando à abertura das LTs a seguir pela atuação das proteções de distância em primeiras zona: LT 230kV Piripiri / Sobral II, LT 230kV Senhor do Bonfim II / Irecê e LT 230kV Irecê / Bom Jesus da Lapa II. Cabe ressaltar que a atuação correta destas proteções, abrindo as linhas de 500 kV e 230 kV acima citadas, evitou a propagação desta perturbação para as regiões Norte e Sudeste/Centro-Oeste.3.7 O desligamento dos circuitos de 500 kV e 230 kV acima indicados resultou no isolamento do sistema Nordeste do restante do SIN, com exceção dos estados do Piauí, do Maranhão e de parte da área Sudoeste da Bahia, as quais ficaram conectadas ao restante do SIN. Como consequência, esta área isolada da região Nordeste foi submetida a um elevado déficit de geração, em função do cenário Nordeste importador no instante da perturbação, com um recebimento de 3.237 MW.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 15 de 121
  16. 16. 3.8 Após este isolamento da região Nordeste, verificou-se subfrequência com a consequente atuação correta dos cinco estágios do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC da região Nordeste, interrompendo cerca de 3.297 MW de cargas (41,21% do total) nesta região. A freqüência desse sistema atingiu o valor mínimo de 56,44 Hz e um valor de taxa de variação de 1,66 Hz/s, provocando a atuação dos três primeiros estágios do ERAC por taxa de variação da frequência no tempo e dos dois últimos estágios em retaguarda instantânea por freqüência absoluta. A freqüência recuperou-se satisfatoriamente em cerca de 8 segundos e estabilizou-se em 60 Hz durante cerca de 40 segundos. A Figura 1 (fonte Chesf) a seguir apresenta o comportamento da freqüência na área ilhada da região NE após a abertura das interligações. Conforme pode ser observado na figura acima, verificou-se a atuação adequada do ERAC.3.9 Na configuração resultante após os desligamentos dos circuitos indicados no item 3.6, a área Norte da região Nordeste perdeu o suprimento pelo sistema de transmissão em 500 kV, ficando atendida apenas pelo tronco de transmissão em 230 kV. Como conseqüência, esta área foi submetida a um afundamento de tensão decorrente da superação do limite deRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 16 de 121
  17. 17. transmissão. Verificou-se, então, corte adicional de carga por atuação de todos os três estágios do SEP de subtensão dessa área e, também, por rejeição natural, provocando uma redução de carga na área Norte de cerca de 1.300 MW (1.500 MW para 200 MW).3.10 Em decorrência dos cortes de carga verificados em todas as áreas da região Nordeste, verificou-se redução no carregamento do sistema de transmissão, com consequente elevação do perfil de tensão nos principais barramentos da região. Como consequência, foram observados desligamentos automáticos de diversos equipamentos de controle de tensão e das linhas de transmissão de 500 kV 05L6 Jardim/Camaçari II, 05V5 Quixadá / Fortaleza II, 05V3 Quixadá / Milagres, 05V1 Xingó / Angelim II, e de LTs 230 kV na região Nordeste, visando ajustar o perfil de tensão do sistema aos seus valores normais de operação.3.11 Após as atuações dos esquemas de controle de emergência, o sistema atingiu um novo ponto de equilíbrio. Decorridos cerca de 40 segundos, ocorreram em sequência os seguintes eventos: · Desligamento automático indevido de 5 unidades geradoras na UHE Xingó, por perda de alimentação de serviços auxiliares; · Após cerca de mais 10 segundos, desligamento automático indevido das 3 unidades na UHE Paulo Afonso IV, por sobrecorrente nos transformadores de excitação; · Desligamento automático de uma unidade geradora em cada uma das UHEs Paulo Afonso I, Paulo Afonso III e Apolônio Sales, por atuação do nível baixo de óleo do acumulador. Após a sequência de desligamentos, nas UHE Xingó e Paulo Afonso IV permaneceu em operação apenas uma unidade geradora em cada uma destas usinas. Convém ressaltar que as unidades geradoras da UHE Xingó, que ficaram subexcitadas após o ilhamento do sistema do Nordeste, desligaram por perda de alimentação dos serviços auxiliares. Segundo informações daRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 17 de 121
  18. 18. Chesf, a tensão terminal destas unidades estava entre 90% e 93%. Esta condição não deveria provocar a perda da alimentação dos serviços auxiliares e, como consequência, das unidades geradoras da UHE Xingó. O desligamento das unidades geradoras de Paulo Afonso IV foi devido à atuação incorreta das proteções de sobrecorrente dos transformadores de excitação, as quais devem atuar apenas para curto-circuitos. A partir desse momento e, em consequência da perda de cerca de 2.600 MW de geração dessas unidades de geração, ocorreu um afundamento de tensão nas demais áreas da região Nordeste, levando ao corte de carga adicional pelo SEP de subtensão das áreas Leste e Sul e, também, por rejeição natural de cargas. Além da queda do perfil de tensão, verificou-se degradação da frequência na ilha da região Nordeste, que atingiu valores da ordem de 46 Hz. A unidade geradora 01G4 da Usina de Xingó e as unidades geradoras 01G2, 01G3, 01G4, 01G5 e 01G6 da Usina de Luiz Gonzaga saíram por atuação da proteção de distância, associada aos seus links, causado por subtensão e elevação da corrente. As unidades geradoras 01G1 da Usina de Paulo Afonso I, 01G11 da Usina de Paulo Afonso III e 01G1 da Usina de Apolônio Sales saíram por atuação do nível baixo de óleo do acumulador. A unidade geradora 01G4 da Usina de Paulo Afonso II saiu por atuação da proteção diferencial, apresentando danos nos enrolamentos estatóricos.3.12 Após esses eventos, a ilha formada pela região Nordeste permaneceu durante cerca de 7 minutos com níveis de tensão e frequência degradados, culminando com seu colapso à 00h29.3.13 Por volta das 5 horas deste mesmo dia, após intervenção da equipe de manutenção, a Chesf identificou, na proteção de distância alternada de fabricação GE tipo MOD III, no terminal de Luiz Gonzaga da LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1, uma falha interna na placa eletrônica (L139), cuja consequência foi a permanência de um sinal de partida dos esquemas de falha dos dois disjuntores (15C3 e 15D2) associados ao referidoRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 18 de 121
  19. 19. terminal de linha. A LT foi disponibilizada às 09h35min após inspeção no sistema de proteção e substituição do componente eletrônico que apresentou falha. A LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1 foi normalizada às 13h58min. A Figura 2 a seguir ilustra o ocorrido com os esquemas de falha dos disjuntores de 500 kV associados à LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1 no terminal de Luiz Gonzaga. Os esquemas de falha dos disjuntores de 500 kV consistem de relés detectores de corrente (50), um para cada disjuntor, ligados aos secundários dos TCs conforme mostra a figura, cuja finalidade é detectar a passagem de corrente pelos disjuntores. O esquema é complementado por temporizadores e relés de bloqueio e, se após a atuação da proteção os temporizadores completarem seus ciclos de atuação e os disjuntores não abrirem, serão atuados os relés de bloqueio, dependendo do disjuntor que não abriu. A iniciação dos esquemas é feita através da detecção das atuações das proteções, que no caso da proteção MOD III é realizada pelas funções BFI, interna à placa eletrônica (L139), que apresentou defeito. Desta forma, na perturbação das 00h08min, com a falha ocorrida no cartão eletrônico L139, a saída BFI se fez presente, iniciando os esquemas de falha dos 2 disjuntores associados à LT. Nesta ocasiãoRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 19 de 121
  20. 20. houve apenas a atuação da proteção de falha do disjuntor 15C3 associado à LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1, porque o relé 50, do disjuntor 15D2, não havia operado. É importante salientar que a atuação da proteção de falha do disjuntor 15D2 associado à LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 na SE Luiz Gonzaga ocorreu quando da tentativa de normalização da linha por este disjuntor, com o disjuntor 15C3 isolado e indisponível, ainda com a função BFI atuada na proteção alternada.4 SEQUÊNCIA DE EVENTOS4.1 DESLIGAMENTOS AUTOMÁTICOS E MANUAIS Para a perturbação, foi levantada a seguinte seqüência de desligamentos: Instante T0 = 00h08min18s221ms: atuação do esquema 62BF do disjuntor 500 kV 15C3, na SE Luiz Gonzaga (referência oscilograma LT 05C3 - terminal Luiz Gonzaga).Tabela 4-1: Seqüência de Desligamentos INSTANTE PROTEÇÃO ESTAÇÃO EQUIPAMENTO OBSERVAÇÕES (ms) ATUADAT1= T0+ 33,60 Disjuntores 500 kV Luiz Gonzaga conectados a barra 1 e LT 62BF- 15C3 Proteção de falha de disjuntor 500 kV Sobradinho C1 Disjuntores 500 kV 15C3 e Comando de fechamento dosT2=T0+10m,10s Sobradinho 15D3 disjuntores Comando de fechamento dosT3=T0+12m,15s Luiz Gonzaga Disjuntor 500 kV 15D2 disjuntoresT4 = 00h20min33s506ms - Atuação do esquema 62BF do disjuntor 500 kV 15D2, na SE Luiz Gonzaga.(Referência oscilograma LT 05C3- terminal Luiz Gonzaga)T5= T4+ 30,6 Luiz Gonzaga Disjuntor 500 kV 15D2 62BF- 15D2 Proteção de falha de disjuntor Disjuntores 500 kV 15T1 eT6= T4+ 52 Luiz Gonzaga 62BF- 15D2 Proteção de falha de disjuntor 15T3 conectados a barra 2 LT 500 kV MilagresT7= T4+ 52 Luiz Gonzaga 62BF- 15D2 Proteção de falha de disjuntor (Disjuntor 500 kV 15D6)RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 20 de 121
  21. 21. INSTANTE PROTEÇÃO ESTAÇÃO EQUIPAMENTO OBSERVAÇÕES (ms) ATUADAT8= T4+ 52 LT 500 kV Sobradinho C2 Luiz Gonzaga (Disjuntor 500 kV 15D1) 62BF- 15D2 Proteção de falha de disjuntor Bom Jesus da Proteção para Perda deT9=T4+ 866 LT 500 kV Rio das Éguas 78OST Lapa II Sincronismo LT 500 kV Bom Jesus da Recepção de Transferência deT10= T4 + 887 Rio das É guas RTD Lapa II disparoT11= T4+ 980 Proteção para Perda de Sobral III LT 500 kV Teresina II C1 78OST SincronismoT12 T4+ 1004 Recepção de Transferência de Teresina II LT 500 kV Sobral III C1 DUTT disparoT13 T4+ 1033 Recepção de Transferência de Teresina II LT 500 kV Sobral III C2 DUTT disparoT14 T4+ 1058 Recepção de Transferência de Sobral III LT 500 kV Teresina II C1 DUTT disparoT15= T4+1133 21-1 Piripiri LT 230 kV Sobral 04L1 Proteção de DistânciaT16= T4+1138 RTD Recepção de Transferência de Sobral II LT 230 kV Piripiri 04L1 disparo Senhor do LT 230 kV Senhor do 21-1 Bonfim/ Irece 04F1 Proteção de Distância Bonfim / Irece IRE/BJST17= T4+1252 Irece / Bom LT 230 kV Irece / Bom 21-1 Proteção de Distância Jesus da Lapa Jesus da Lapa 04F2 Desequilibrio de Neutro SegundoT18= T4+1252 Mossoro II Compensador Estatico GrauT19= T4 + 2.033 Atuação do ERAC (primeiro, segundo e terceiro estágios) desligando cargas nas regiões NordesteT20= T4 + 2.533 Atuação do ERAC (quarto estágio) desligando cargas nas regiões NordesteT21=T4+ 3.670 Atuação do SEP de subtensão da área Norte (primeiro estágio) desligando cargas nas subestações Fortaleza, Sobral II e CauípeT22=T4+ 3.970 Atuação do SEP de subtensão da área Norte (segundo estágio) desligando cargas nas subestações Fortaleza, Sobral II e Russas IIT23=T4+ 4.270 Atuação do SEP de subtensão da área Norte (terceiro estágio) desligando cargas nas subestações Fortaleza, Sobral IIT24= T4 + 4.080 Atuação do ERAC (quinto estágio) desligando cargas nas regiões NordesteT25=T4+11.648 Compensador Estático Sobrecarga dos Reatores do CE Fortaleza ECE 09Q1/Q2 de Fortaleza Delmiro Banco Capacitores 69 kVT26=T4+12.135 59 Barra 1/3 Sobretensão de barra Gouveia 02H4T27=T4+12.365 Delmiro Banco Capacitores 69 kV 59 Barra 1/3 Sobretensão de barra Gouveia 02H3RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 21 de 121
  22. 22. INSTANTE PROTEÇÃO ESTAÇÃO EQUIPAMENTO OBSERVAÇÕES (ms) ATUADA 59I Proteção Sobretensão Quixada LT 500 kV Fortaleza II InstatâneaT28=T4+ 14.643 Proteção Sobretensão Quixada LT 500 kV Milagres 59I Instatânea Recepção de Transferência de Fortaleza II LT 500 kV Quixada RTD disparoT29=T4+ 14.663 Recepção de Transferência de Milagres LT 500 kV Quixada RTD disparoT30=T4 +36.494 UHE Xingó UG 01G2 86-3 Mancal Escora - Fluxo óleo baixo Jardim / LT 500 kV Jardim / Proteção SobretensãoT31=T4 +38.206 Camaçari II Camaçari II 59I InstantâneaT32=T4 +46.494 UHE Xingó UG 01G5 86-3 Mancal Escora - Fluxo óleo baixoT33=T4 +47.494 UHE Xingó UG 01G3/01G1 86-3 Mancal Escora - Fluxo óleo baixoT34=T4 +49.494 UHE Xingó UG 01G6 86-3 Mancal Escora - Fluxo óleo baixo Bom Jesus da Sistema de RefrigeraçãoT35=T4 + 49.536 Lapa II Compensador Estático UHE Paulo sobrecorrente transformador deT36=T4+ 50.792 Afonso IV UG 01G6 51 excitação UHE Paulo sobrecorrente transformador deT37=T4 + 63.715 Afonso IV UG 01G4 51 excitação UHE Paulo sobrecorrente transformador deT38=T4 + 63.962 Afonso IV UG 01G3 51 excitaçãoT39=T4+5min 41s Nível baixo de óleo Usina Apolônio Sales 01G1T40=T4+7min 34s 86-2 UHE Xingó 01G4 Relé de bloqueioT41=T4+8min 7s UHE Paulo Afonso IV 01G2T42=T4+8min14s633ms UHE Luiz 21-1 01G3/01G4 Proteção de Distância GonzagaT43=T4+8min14s747ms UHE Luiz 21-1 01G1/01G2 Proteção de Distância GonzagaT44=T4+8min16s057ms 21-1 UHE Luiz Proteção de Distância Gonzaga 01G5/01G6RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 22 de 121
  23. 23. 4.2 RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA4.2.1 O anexo 11.1 apresenta a tabela com a sequência de recomposição dos equipamentos desligados.5 AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO5.1 PROTEÇÃO E ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO5.1.1 Foram acidentais as atuações das proteções de falha dos disjuntores 15C3 e 15D2 da LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1, devido a defeito interno em um componente eletrônico pertencente à cadeia de proteção secundária (alternada) associada à linha de transmissão 500 kV 05C3 Sobradinho / Luiz Gonzaga.5.1.2 Foram corretas as atuações das proteções de Perda de Sincronismo das seguintes LTs: · LT 500 kV Teresina II / Sobral III C1 e C2, no terminal de Sobral III; · LT 500 kV Rio das Éguas / Bom Jesus da Lapa (SE/NE), no terminal de Bom Jesus da Lapa. Cabe ressaltar que a atuação correta destas PPSs evitou a propagação desta perturbação para as regiões Norte e Sudeste/Centro-Oeste.5.1.3 Foram corretas, em princípio, as atuações das proteções de distância em primeira zona das seguintes LTs, devido ao afundamento de tensão nos troncos de 230kV Sobradinho / Bom Jesus da Lapa e Teresina / Fortaleza: · LT 230kV Piripiri / Sobral II · LT 230kV Senhor do Bonfim II / Irecê · LT 230kV Irecê / Bom Jesus da Lapa II A Chesf deverá concluir a análise sobre o desligamento dessas linhas de 230 kV conectadas na SE Irecê, que implicou no desligamento desta SE.5.1.4 O desempenho das proteções de sobretensão instantâneas e temporizadas das LTs de 500 kV e 230 kV pode ser considerado adequado.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 23 de 121
  24. 24. 5.1.5 Foi indevido o desligamento automático de 5 unidades geradoras na UHE Xingó, por perda de alimentação de serviços auxiliares.5.1.6 As atuações das proteções de sobrecorrente dos transformadores de excitação das unidades geradoras 01G3, 01G4 e 01G6 da Usina de Paulo Afonso IV não eram esperadas, pois deveria haver coordenação entre elas e os demais limitadores do sistema de excitação.5.1.7 Durante o processo de recomposição ocorreu o desligamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 por atuação correta da proteção de distância, unidade de partida temporizada, em função do carregamento que ficou submetido este circuito. Posteriormente à análise da perturbação a Chesf forneceu ao ONS os ajustes que estão atualmente implantados nestas unidades de partida. O ONS procedeu a uma análise e constatou que estes ajustes estão aderentes aos critérios considerados seguros para a operação do Sistema. O alcance dessas unidades na direção reativa está ajustado em 120% da reatância de sequência positiva da linha e os alcances resistivos estão ajustados para 82,8 ohms primários, quando o alcance máximo permitido para esta condição operativa, considerando o atual limite de carregamento da linha é de 138 ohms primários (considerando uma tensão de operação de 90% do valor nominal). Desta forma, o disparo temporizado destas unidades poderá ser mantido em operação, a critério da Chesf, uma vez que os mesmos não foram determinados dentro da filosofia de retaguarda remota. Outro aspecto que merece ser destacado é que atualmente os TCs desta LT estão utilizados na relação 1500:5, ao invés de na relação máxima 3000:5, o que impõe um limite de transmissão inferior ao limite de 2.500A, imposto pelas Bobinas de Bloqueio da LT. Em função disso, esta relação de TC deverá ser reavaliada, de modo a não impor restrição à potência transmitida pela linha, além da restrição mencionada anteriormente. A Chesf também informou que esta modificação deve ser precedida de um estudo abrangente, uma vez que a proteção diferencial de barras da UHE Luiz Gonzaga atualmente utiliza um relé diferencial eletromecânico do tipo PVD, sendo que todos os bays utilizam a mesma relação 1500:5, nãoRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 24 de 121
  25. 25. sendo possível modificá-la em apenas um “bay”, o que o ONS concordou. Com relação à máxima potência a ser considerada nos estudos para esta reavaliação o ONS informou que deve ser considerado o limite de 2500 A que consta no CPST.5.2 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO5.2.1 Foi correta a atuação do ECE para Controle de Tensão por Sobrecarga no Compensador Estático da SE 230 kV Fortaleza, provocando o desligamento automático das LT 230 kV Banabuiú / Fortaleza 04F3 e 04F1, Cauípe / Fortaleza II 04S1, Banco de Capacitores de 69 kV 02H4 na SE Delmiro Gouveia e do Compensador Estático 09Q1 na SE Fortaleza prevenindo sobretensões nas vizinhanças da SE Fortaleza, após o corte de carga pelo ERAC.5.2.2 Foram corretas as atuações dos esquemas de corte de carga por subtensão das áreas Norte, Leste e Sul da região Nordeste, visando a recuperação rápida dos níveis de tensão mínima nos barramentos das subestações.5.3 ESQUEMAS REGIONAIS DE ALÍVIO DE CARGA – ERAC5.3.1 A frequência na ilha formada pela região Nordeste atingiu um valor mínimo de 56,44 Hz, conforme premissas e critérios adotados na concepção do ERAC da Região Nordeste, e um valor de taxa de 1,66 Hz/s, levando a atuação de cinco estágios, acarretando um corte de aproximadamente 3.297 MW de cargas (41,21% do total) nesta região.5.3.2 Destaca-se que a concepção do ERAC da Região Nordeste visa à minimização dos cortes de carga, mesmo admitindo-se uma excursão da freqüência abaixo de 57 Hz, conforme estabelecido nos Procedimentos de Rede e em Instruções de Operação.5.3.3 Assim, em termos gerais, o desempenho do ERAC da região Nordeste foi satisfatório para a filosofia de identificação dos distúrbios por taxa de variação de frequência e frequência absoluta instantânea.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 25 de 121
  26. 26. 5.4 COMPORTAMENTO DINÂMICO DO SIN5.4.1 À 00h08 do dia 04/02/2011 a demanda total da região Nordeste era de 8.884 MW e o sistema operava no cenário Nordeste importador, com recebimento de 3.237 MW. A LT 500 kV São João do Piauí / Milagres encontrava-se desligada, em face de intervenção de emergência desde às 17h25 do dia anterior 03.02.2011.5.4.2 Nesse momento, uma atuação acidental do sistema de proteção de falha de disjuntor provocou o desligamento da LT 500 kV Luiz Gonzaga / Sobradinho C1 e do barramento de 500 kV 05B1 da SE Luiz Gonzaga. Como o disjuntor 15T2 da SE 500 kV Luiz Gonzaga estava desligado para manutenção, 2 máquinas desta usina (01G3 e 01G4) ficaram conectadas radialmente à LT 500 kV Luiz Gonzaga /Paulo Afonso IV. Frente a este desligamento, o sistema manteve-se estável, não tendo sido verificadas quaisquer violações de tensão e/ou carregamento no SIN.5.4.3 Com o desligamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) e do Barramento 05B1 de Luiz Gonzaga, estando a LT 500 kV São João do Piauí / Milagres desligada para intervenção de emergência, configurou-se uma condição de dupla indisponibilidade, implicando em um novo limite de Recebimento pelo Nordeste de 3.000 MW (referente ao período de carga média) e fluxo máximo de 800 MW na LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2. Para retornar às condições de segurança estabelecidas, não havendo restrições, a prática operacional adotada, em nível internacional, após desligamentos de equipamentos de transmissão consiste em normalizar prioritariamente a LT e/ou equipamento desligado. Não havendo condições de se restabelecer níveis de segurança através do retorno dos equipamentos desligados, deve-se proceder às adequações de intercâmbio e fluxos, eventualmente necessários. À 00h11 a Chesf disponibilizou a LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) e as condições para energização já estavam atendidas, e à 00h12 o ONS autorizou essa energização em vazio por Sobradinho.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 26 de 121
  27. 27. À 00h15, o ONS questionou à Chesf quanto à razão do tempo decorrido para o fechamento da LT em Sobradinho, tendo sido esclarecido que um operador encontrava-se efetuando comando local para executar o religamento do disjuntor desta linha. À 00h18, a Chesf energizou a LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1 (05C3), pelo terminal de Sobradinho. O terminal Luiz Gonzaga dessa LT foi manobrado à 00h21. Posteriormente, à 00h21, durante a normalização da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1, ocorreu o desligamento do barramento de 500 kV 05B2 da SE Luiz Gonzaga por atuação acidental da proteção de falha de disjuntor e conseqüentemente das LTs 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 e Luiz Gonzaga / Milagres, conforme relatado no item 5.1.1. Após essas aberturas, verificaram-se oscilações de potência entre as unidades geradoras da região Nordeste e as demais máquinas do SIN, culminando com a atuação das Proteções de Perda de Sincronismo (PPS) das interligações N/NE e SE/NE.5.4.4 Em decorrência, foram desligadas corretamente as linhas de interligação da região Nordeste com as demais regiões, quais sejam, LTs 500 kV Teresina II / Sobral III C1 e C2 e LT 500 kV Rio das Éguas / Bom Jesus da Lapa. Em face da severidade da perturbação, ocorreu a atuação das proteções de perda de sincronismo nas interligações em 500 kV cerca de 1 segundo após a abertura das LTs 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 e Luiz Gonzaga / Milagres. As LTs 230 kV Piripiri / Sobral II, Bom Jesus da Lapa / Irecê e Senhor do Bonfim / Irecê também foram desligadas, por atuação da proteção de distância de 1ª zona.5.4.5 A separação física do sistema Nordeste com o restante do SIN era essencial, pois uma eventual demora nessa abertura produziria grandes excursões de tensão e corrente no sistema interligado, podendo resultar na propagação do distúrbio para as demais regiões do SIN.5.4.6 A abertura das interligações resultou no isolamento do sistema Nordeste doRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 27 de 121
  28. 28. restante do SIN, com exceção dos estados do Piauí e do Maranhão e parte da área Sudoeste da Bahia. A ilha formada foi submetida a um elevado déficit de geração, em função do cenário Nordeste importador no instante da perturbação, com um recebimento de 3.237 MW. Como resultado, a região Nordeste foi submetida a uma elevada queda de frequência. submetida5.4.7 Deve-se se ressaltar que nas condições indicadas anteriormente, caracterizadas por déficit de geração e subfrequencia, a atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC permitiu o restabelecimento do equilíbrio c carga-geração geração na região afetada. Posteriormente, após o isolamento da região Nordeste, verificou verificou-se subfrequência com atuação correta dos cinco estágios do ERAC na região Nordeste, interrompendo 3.297 MW de cargas (41,21 % do total) nesta região. A freqüência desse sistema atingiu o valor mínimo de 56,44 Hz e ia um valor de taxa de variação de 1,66 Hz/s, provocando a atuação dos três primeiros estágios do ERAC por taxa de variação da frequência no tempo e dos dois últimos estágios em retaguarda instantânea por freqüência absoluta. A freqüência recuperou se satisfatoriamente em cerca de 8 recuperou-se segundos e estabilizou estabilizou-se em 60 Hz durante cerca de 40 segundos, conforme pode ser observado na Figura 3 a seguir. Figura 3 – Freqüência na área Norte da região Nordeste – Fonte Chesf Recuperação e estabilização da frequência após atuação do ERACRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/ /02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Norde ão Nordeste. Pág 28 de 121
  29. 29. 5.4.8 Como pode ser visto na figura 3 acima, a atuação do ERAC resultou numa recuperação rápida e adequada da frequência. A sobrefrequência verificada, que atingiu o máximo de 61 Hz, foi devido aos cortes adicionais de carga, por subtensão, verificados na área Norte, conforme relatado nos itens adiante.5.4.9 No caso da área Norte da região Nordeste, a situação foi agravada pela perda de suprimento em 500 kV, face à configuração resultante após os desligamentos. Como conseqüência, a área Norte ficou alimentada apenas pelo tronco de 230 kV, tendo experimentado severo afundamento de tensão. Nestas condições, verificou-se corte de carga adicional por atuação dos três estágios do esquema de subtensão dessa área e, também, por rejeição natural, provocando uma redução de carga na área Norte de cerca de 1.300 MW.5.4.10 Em decorrência dos cortes de carga verificados na área ilhada da região Nordeste, verificou-se redução do carregamento do sistema de transmissão, com consequente elevação do perfil de tensão nos principais barramentos da região. Como resultado, foram observados desligamentos automáticos de equipamentos de controle de tensão nessa área ilhada (bancos de capacitores, compensadores síncronos e estáticos) e linhas de transmissão de 500 kV 05L6 Jardim/Camaçari II, 05V5 Quixadá / Fortaleza II, 05V3 Quixadá / Milagres, 05V1 Xingó / Angelim II e de LTs de 230 kV. Apresenta-se abaixo os gráficos de tensão em barras das áreas Norte, Leste e Sul do Nordeste.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 29 de 121
  30. 30. Figura 4 – Tensão na área Leste da região Nordeste (medida na SE Campina Grande II) – Fonte Chesf Início dos desligamentos de UGs em Xingó, Paulo Afonso I, II, III e IV e Apolônio Sales Figura 5 – Tensão na área Sul da região Nordeste (medida na SE Catu) – Fonte Chesf Início dos desligamentos de UGs em Xingó, Paulo Afonso I, II, III e IV e Apolônio Sales5.4.11 Deve-se ressaltar que o sistema ilhado da região Nordeste, após o corte de carga por atuação do ERAC e por esquemas de corte de carga por subtensão, bem como por rejeição natural, restabeleceu condições normais no que se refere à frequência, entretanto com perfil de tensão elevado nos seus principais barramentos.5.4.12 Após as atuações dos esquemas de controle de emergência, o sistemaRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 30 de 121
  31. 31. atingiu um novo ponto de operação, com equilíbrio de frequência e tensão. Decorridos cerca de 40 segundos, ocorreram em sequência os seguintes eventos: · Desligamento automático indevido de 5 unidades geradoras na UHE Xingó, por perda de alimentação de serviços auxiliares; · Após cerca de mais 10 segundos, desligamento automático indevido de 3 unidades na UHE Paulo Afonso IV, por sobrecorrente nos transformadores de excitação; · Desligamento automático de uma unidade geradora em cada uma das UHEs Paulo Afonso I, Paulo Afonso III e Apolônio Sales, por atuação do nível baixo de óleo do acumulador. Após essa sequência de desligamentos nas UHE Xingó, Paulo Afonso IV Paulo Afonso II e Apolônio Sales, permaneceu em operação apenas uma unidade geradora em cada uma destas usinas, além de 5 unidades na UHE Luiz Gonzaga.5.4.13 Nessa ocasião, as unidades geradoras da UHE Xingó subexcitaram no sentido de absorver o reativo do sistema, com atuação correta dos Limitadores de Excitação Mínima (MEL), evitando a perda de estabilidade das máquinas em decorrência do perfil de tensão do sistema. Nesse contexto, houve redução da tensão nos serviços auxiliares da usina, para valores entre 90% e 93%, alimentados pelas próprias máquinas, provocando a atuação indevida dos relés de subtensão que promovem a transferência das fontes de alimentação dos serviços auxiliares das unidades geradoras da UHE Xingó, o que provocou o desligamento das cinco unidades desta usina. Esta condição não deveria provocar a perda da alimentação dos serviços auxiliares e, como consequência, das unidades geradoras da UHE Xingó.5.5 OPERAÇÃO EM TEMPO REAL E PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO5.5.1 O desempenho das equipes de operação em tempo real foi considerado satisfatório, principalmente por ter sido necessário adotar ações não previstas nos procedimentos operativos, tendo em vista a dimensãoRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 31 de 121
  32. 32. sistêmica, a particularidade da ocorrência e ao insucesso na partida da UHE Xingó pelo sistema de auto-restabelecimento. Além disso, o restabelecimento das cargas foi feito com sucesso, no menor tempo possível, diante de anormalidades em equipamentos necessários ao processo de recomposição.5.5.2 Considerando o tempo decorrido para a recomposição da cidade de Natal, ressalta-se a oportunidade de avaliar a viabilidade de realizar a normalização das cargas dessa capital pela área Norte da Região Nordeste.5.5.3 Estabelecidas as condições mínimas de geração, necessárias ao início do processo de tomada de carga, este se deu de forma crescente, contínua e sem perdas significativas de carga. Ressalta-se que, mesmo com a ocorrência de alguns desligamentos de linhas de transmissão de 500 kV e de alguns geradores, no transcorrer do processo de recomposição, a tomada de carga foi mantida em crescimento, o que denota um controle satisfatório do sistema que ia sendo reintegrado, conforme figura 6 abaixo. Figura 6 – Carga da Região Nordeste (sem Maranhão). Carga da Região Nordeste (sem Maranhão) 10000 9000 Natal 8000 Maceió Recife Aracaju 7000 6000 Fortaleza João Pessoa (MW) 5000 Salvador 4000 3000 Liberação tomada de carga restante 2000 1000 0 00:00 00:30 01:00 01:30 02:00 02:30 03:00 03:30 04:00 04:30 05:00 05:30 06:00 06:30 07:005.5.4 O processo de recomposição pode ser compreendido em 2 partes:5.5.4.1 Parte 1 – Reenergização da LT 500kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1: Com o desligamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3)RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 32 de 121
  33. 33. e do Barramento 05B1 de Luiz Gonzaga, estando a LT 500 kV São João do Piauí / Milagres desligada para intervenção de emergência, configurou- se uma condição de dupla indisponibilidade, implicando em um novo limite de Recebimento pelo Nordeste de 3.000 MW (referente ao período de carga média), e um fluxo máximo de 800 MW na LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2. À 00h09 a Chesf contatou o ONS para disponibilizar a LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3), após o seu desligamento automático à 00h08. Neste contato, o ONS informou à Chesf que o barramento 500 kV (05B1) encontrava-se também desligado, levando o agente a suspender a disponibilização da referida LT. O motivo da perda do barramento foi a atuação acidental do esquema de falha do disjuntor 500 kV 15C3 da SE Luiz Gonzaga. À 00h11 a Chesf disponibilizou novamente a LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) para energização. Diante desta informação, o ONS verificou se as condições sistêmicas estabelecidas para permitir essa manobra estavam atendidas, ou seja: tensão na UHE Sobradinho inferior a 530 kV e folga de absorção de reativo de no mínimo 250 Mvar nas unidades geradoras da UHE Sobradinho. Após constatar que essas condições estavam atendidas e considerando não haver qualquer restrição quanto aos aspectos de segurança para energização da LT 500 kV Luiz Gonzaga / Sobradinho C1 (05C3) e que o restabelecimento desta LT restauraria de imediato as condições de segurança do Sistema Nordeste, o ONS autorizou a Chesf a energizar essa LT por Sobradinho. À 00h15, o ONS questionou à Chesf quanto à razão desse tempo decorrido para o fechamento da LT em Sobradinho, tendo sido esclarecido que um operador encontrava-se efetuando comando local para executar o religamento do disjuntor desta linha. À 00h17, a Chesf disponibilizou o barramento 05B1 da UHE Luiz Gonzaga.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 33 de 121
  34. 34. Neste momento, o processo de energização da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) se encontrava em andamento, vindo a se concretizar um minuto após, à 00h18, após retirada dos bloqueios à sua energização, efetuada à 00h13. Não havendo qualquer restrição quanto aos aspectos de segurança para energização da LT 500 kV Luiz Gonzaga / Sobradinho C1 (05C3) e considerando que o restabelecimento desta LT restauraria de imediato as condições de segurança do Sistema Nordeste, o ONS autorizou a Chesf a efetuar o fechamento do disjuntor 15D2 de Luiz Gonzaga. As seguintes razões também foram levadas em consideração: · Não havia informação pela Chesf de qualquer anormalidade quanto ao disjuntor 15D2 da UHE Luiz Gonzaga que havia sido aberto à 00h08; · Não havia qualquer restrição informada pela Chesf, referente à LT ou ao barramento 05B2 onde a LT seria conectada; · A LT já estava energizada com sucesso a partir de Sobradinho, indicando não haver defeito permanente; · O disjuntor 15C3 de conexão da LT ao barramento 05B1 da UHE Luiz Gonzaga, que havia originado os desligamentos à 00h08 por atuação da proteção de falha de disjuntor, já se encontrava isolado pelas seccionadoras e ainda não se sabia o motivo da atuação dessa proteção. Quando da realização da manobra de fechamento do disjuntor 15D2, à 00h21, houve atuação da proteção de falha desse disjuntor, provocando o desligamento do barramento 500 kV (05B2) da UHE Luiz Gonzaga, com o conseqüente desligamento da LT 500Kv Luiz Gonzaga/Milagres (05V1) e Luiz Gonzaga / Sobradinho C2 (05C4), no terminal da UHE Luiz Gonzaga. Com isso, as unidades geradoras da UHE Luiz Gonzaga, permaneceram conectadas radialmente da seguinte forma: 1 máquina ligada a LT 500 kV Luiz Gonzaga / Angelim II, 2 máquinas ligadas à LT 500 kV Luiz Gonzaga /Paulo Afonso IV e 2 máquinas ligadas à LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina. Após este evento observou-se a separação de quase a totalidadeRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 34 de 121
  35. 35. da região Nordeste do SIN e a atuação do ERAC. À 00h25min, 4 minutos após a perda dos geradores da UHE Xingó e da UHE Paulo Afonso IV, e 2 minutos após o desligamento dos geradores do Complexo Paulo Afonso (Paulo Afonso I, Paulo Afonso III e Apolônio Sales), observando a condição de operação do sistema, foi solicitada pelo ONS a re-sincronização de duas unidades em cada uma das UHEs Xingó e Paulo Afonso IV, bem como de duas unidades na UHE Pedra do Cavalo às 00h29. Nesse ínterim, foram solicitadas outras ações, quais sejam: • Manobras de reatores e bancos; • Orientação para manutenção das cargas desligadas. À 00h29 ocorreu o desligamento das últimas unidades geradoras sincronizadas: uma unidade da UHE Paulo Afonso II, uma da UHE Paulo Afonso IV, uma da UHE Xingó e 5 da UHE Luiz Gonzaga, ocasionando o desligamento geral na região Nordeste, a menos do estado do Maranhão, do Piauí e parte do sudoeste da Bahia.5.5.4.2 Parte 2 – Recomposição geral do sistema: Com a perda de todo o parque gerador localizado no complexo Paulo Afonso e Xingó, às 00h32, foi dada a orientação de normalizar a LT 500kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C2 (05C4), que já se encontrava energizada em vazio sobre Sobradinho, mesmo tendo o Agente Chesf informado que estava tentando partir o Grupo Gerador de Emergência (GGE) da UHE Xingó para iniciar o processo de auto-restabelecimento desta usina, que é o procedimento normatizado. Como não houve sucesso na sincronização de máquinas na UHE Xingó pelo Black Start, o ONS teve que estabelecer nova estratégia de recomposição, a qual visava sincronizar máquinas nas UHEs Luiz Gonzaga e Paulo Afonso I, II, III, IV e Apolônio Sales, como uma alternativa ao restabelecimento do sistema e suas cargas. Com esta estratégia, seria possível energizar os serviços auxiliares, necessários para a partida de unidades geradoras de todas as usinas do complexo de Paulo Afonso. Estes serviços auxiliares são provenientes da SE Abaixadora, que éRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 35 de 121
  36. 36. energizada a partir de um dos barramentos de 230 kV da SE Paulo Afonso III (anexos 11.2, 11.3 e 11.4). No período das 00h58 à 01h21, foi providenciada a normalização das cargas das SEs Fortaleza e Delmiro Gouveia, a partir da normalização da LT 500 kV Teresina II/Sobral III/Fortaleza II C1 (05V9/05V7), normalização do transformador 500/230 kV 600 MVA TR1 (05T1) da SE Fortaleza II, energizando o barramento de 230 kV 04B1 da SE Fortaleza II à 01h05. Em seguida, foi providenciada a normalização do LT 230 kV Fortaleza II / Delmiro Gouveia C2 (04F5) e energizado o barramento 230kV (04B1) da SE Delmiro Gouveia, culminando com a normalização do transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) da SE Delmiro Gouveia à 01h10 e do transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3) da SE Fortaleza, à 01h21. Essas cargas permaneceram supridas a partir deste momento. Houve demora de cerca de 33 minutos na consecução das ações de normalização dos serviços auxiliares das UHEs do complexo Paulo Afonso, devido a problemas de manobra na chave seccionadora 34D2-1 da SE Paulo Afonso III. O procedimento vigente prevê a energização do autotransformador TR2 500/230kV da SE Paulo Afonso IV (05T8), energização do barramento 2 230 kV (04B2) da SE Paulo Afonso III e da interligação deste barramento com o barramento 1 230kV (04B1) através de disjuntor 230kV, e, a partir deste barramento, é possível energizar a SE Abaixadora. Devido aos problemas operacionais descritos, foi concebida pelo ONS, uma solução alternativa que consistiu em energizar o barramento 1 500 kV (05B1) da SE Paulo Afonso IV através do fechamento de disjuntores 15D1 e 15G1, energizar o autotransformador TR1 500/230 kV da SE Paulo Afonso IV (05T7) e, através dele, o barramento 1 230kV (04B1) da SE Paulo Afonso III. Com isso, foi energizada a SE Abaixadora. Os serviços auxiliares da UHE Paulo Afonso IV foram normalizados à 01h33; os serviços auxiliares da UHE Xingó, à 01h40 e os serviços auxiliares das usinas Paulo Afonso I, II e III e Apolônio Sales, à 01h46. Dessa forma, ocorreu a sincronização da primeira unidade da UHE Xingó (01G6) àsRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 36 de 121
  37. 37. 02h05. Nesse ínterim, foram sincronizadas quatro unidades geradoras da UHE Luiz Gonzaga. Só a partir dessa configuração, cerca de 1h26min após o desarme geral, foi possível iniciar o processo de recomposição do corredor de transmissão que supre a área Sul do Nordeste, liberando uma tomada de carga de 400MW às 02h00. Às 02h14 foi autorizado o início do processo de recomposição da Área Leste do Nordeste, inicialmente com fluxo no primeiro ATR da SE Recife II limitado a 200MW. Às 02h01 foi iniciada a normalização da cidade de Mossoró no Rio Grande do Norte, através da energização da LT 230kV Russas – Mossoró, a partir da Área Norte do Sistema Nordeste. Às 02h14 foi energizado um transformador na SE Mossoró e iniciada a tomada de carga. Após estabelecidas as condições para o processo de tomada de carga das áreas Leste e Sul do Nordeste, ou seja, 4 máquinas sincronizadas no complexo Luiz Gonzaga / Paulo Afonso IV / Xingó, o ONS liberou uma recomposição fluente e gradual, para a geração e transmissão, ou seja, sincronizar unidades geradoras e energizar linhas tronco liberando a tomada de carga (02h06min). Às 02h26, ao serem disponibilizadas pela Chesf as unidades geradoras das UHE Xingó, Paulo Afonso III e Apolônio Sales, foi solicitada pelo ONS a sincronização das unidades geradoras, com prioridade para a UHE Xingó. Na seqüência, foi efetuada a sincronização de 3 unidades geradoras da UHE Xingó, elevando a geração dessas unidades até cerca de 450 MW. Às 02h30 foi autorizada a energização da LT 500 kV Xingó / Messias (05V4), o que permitiria a tomada de carga na região metropolitana de Maceió – AL, e, portanto, auxiliaria no controle do fluxo da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 (05C4). Neste período o ONS também já havia autorizado o religamento da LTs 500 kV Luiz Gonzaga/Milagres, e, por conseguinte o eixo Milagres/Quixadá/Fortaleza II, faltando apenas aRE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 37 de 121
  38. 38. Chesf concluir o fechamento do anel de 500 kV na SE Quixadá o que implicaria na redução do carregamento na LT 500 kV 05C4 Luiz Gonzaga/Sobradinho, em função da redistribuição dos fluxos. Como o sistema estava interligado ao SIN através da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2, a elevação de geração da UHE Xingó, acima do limite mínimo de cada unidade geradora, sem a correspondente entrada de carga, implicou no escoamento do excedente de geração por esta LT, provocando o desligamento da LT às 02h35, quando se observou a atuação da proteção de distância, unidade de partida temporizada, face o valor de corrente de aproximadamente 2.300 A, nesta LT. Foram também desligadas automaticamente as UGs 3 e 4 da UHE Xingó, ambas as 02h36 e as UGs 3, 5 e 6 da UHE Luiz Gonzaga às 02h36 e UG 4 dessa mesma Usina às 02h37. Com isto, as áreas Sul e Leste do Nordeste, que estavam em recomposição, separaram-se do SIN, enquanto a área Norte do Nordeste, também em recomposição, permaneceu ligada ao SIN. A Chesf disponibilizou esta linha às 02h37 e o ONS solicitou sua energização às 02h45, após verificação de que as condições para isto estavam atendidas. Não houve perda significativa de carga no desligamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2. Durante o período em que a referida linha de transmissão permaneceu desligada, 36 minutos, o processo de tomada de carga nas áreas Sul e Norte do Nordeste não foi suspenso, exceto na área Leste, entre 02h35 e 02h47, devido a dificuldades observadas para o controle das tensões, nessa configuração, em que as áreas Leste e Sul do Nordeste se encontravam isoladas do SIN. Às 02h39 houve o desligamento da LT 500kV Luiz Gonzaga / Olindina 05S4 e às 02h40 da LT 500kV Olindina / Camaçari (05L4). Às 02h40, foi observada redução de carga na SE Cotegipe, de cerca de 33 MW, sem desligamento de equipamentos da Rede Básica e, às 02h42, ocorreu a perda de 2 transformadores da SE Pituaçu, ocasionando interrupção de cerca de 53 MW de carga.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 38 de 121
  39. 39. Houve dificuldades para a re-sincronização do sistema ilhado do Nordeste com as demais áreas do SIN devido a problemas no processo de sincronização nas SEs Sobradinho e Luiz Gonzaga. Inicialmente foi autorizada a energização da LT pela SE Luiz Gonzaga, considerando informação da Chesf, às 02h44, de que o sincronoscópio em Sobradinho estava apto. Às 02h59 foi prestada informação de que o sincronoscópio nesta subestação não estava disponível para a operação. Em função disto, esta LT foi energizada pela SE Sobradinho 500 kV. O paralelo entre os sistemas foi realizado na SE Luiz Gonzaga às 03h11, através do disjuntor 15C4, 36 minutos após o desligamento da LT. Visando garantir o controle da carga já recomposta, as 03h40 foi necessária a energização da LT 500 kV Messias / Recife II para dar suporte de tensão na SE Recife II, antes das manobras para a recomposição da SE Natal II, quais sejam, energização do auto transformador da SE Angelim II, das LTs 230kV Angelim / Tacaimbó / Campina Grande II e da LT 230 kV Campina Grande II / Paraíso / Natal II, com tomadas de cargas nos pontos intermediários. Às 04h07 foi energizado o barramento de 230 kV da SE Natal II.5.6 SISTEMA DE SUPERVISÃO E TELECOMUNICAÇÃO5.6.1 O desempenho dos sistemas de telecomunicação, de supervisão e controle e de serviços auxiliares AC e DC que suprem as instalações dos Centros de Operação foi considerado satisfatório, permitindo todo o acompanhamento da perturbação e recomposição do sistema, bem como facilitando a coleta dos registros necessários para diagnóstico dos problemas envolvidos.5.6.2 O desempenho dos sistemas de oscilografia e qualimetria foi considerado satisfatório, pois possibilitou esclarecer a atuação dos diversos esquemas de proteção e controle.RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 39 de 121

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