RELATÓRIO DE FISCALIZAÇÃO
RF-CTEEP-01/2010-SFE
I - OBJETIVOS
Verificar o desempenho da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP
durante o blecaute do dia 10 de novembro de 2009, com início às 22h13min, com origem no sistema de
transmissão de 765 kV de Furnas Centrais Elétricas S.A, que envolveu instalações da CTEEP e acarretou
o desligamento de parte das cargas do Sistema Interligado Nacional – SIN, distribuídas ao longo de 18
(dezoito) estados.
Processo ANEEL n° 48500.000449/2010-43.
II - METODOLOGIA E ABRANGÊNCIA
A fiscalização da ANEEL/SFE constou de:
Análise de documentos operativos e inspeção no Centro de Operação do Sistema da CTEEP.
Reunião e entrevistas com técnicos da CTEEP.
Análise do Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS-RE-3-252/2009.
Análise de informações complementares encaminhadas pela CTEEP e pelo Operador Nacional do
Sistema Elétrico – ONS, em atendimento a solicitação da fiscalização da ANEEL/SFE.
III - INFORMAÇÕES DA FISCALIZAÇÃO
A fiscalização foi realizada no dia 9/12/2009 pela seguinte equipe técnica da ANEEL/SFE:
- ESILVAN CARDOSO DOS SANTOS – Coordenador
- RENATO ABDALLA AFONSO
- SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
- THOMPSON SOBREIRA ROLIM JUNIOR
IV - INFORMAÇÕES DO AGENTE
Empresa: Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista
Endereço: Rua Casa do Ator, 1155 - 9° andar - Ed. Celebration, Vila Olímpia, São Paulo /SP, CEP:
4546004
Telefone: (11) 3138-7508
V – CONSTATAÇÕES
CONSTATAÇÃO (C.1) - ASPECTOS TÉCNICOS OPERACIONAIS
Blecaute do dia 10 de novembro de 2009 às 22h13min
O blecaute do dia 10 de novembro de 2009 ocorrido às 22h13min teve sua origem no desligamento
dos circuitos 1, 2 e 3 da linha de transmissão 765 kV Itaberá – Ivaiporã, de propriedade de Furnas,
1
provocando a rejeição de 5.564 MW de geração da UHE Itaipu 60 Hz, bem como a abertura dos circuitos
remanescentes que compõem a interligação Sul-Sudeste, em 525 kV, 500 kV, 230 kV e 138 kV,
interrompendo adicionalmente um fluxo de 2.950 MW, no sentido do Sul para o Sudeste e o desligamento
dos dois bipólos do Sistema HVDC, que no momento estavam transmitindo 5.329 MW.
Em função dos desligamentos acima mencionados e das condições de operação do sistema
ocorreram outros desligamentos que resultaram em uma interrupção total de 24.436 MW (40%) de cargas
do SIN.
O Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia
10/11/2009 às 22h13min, envolvendo o desligamento dos três circuitos da LT 765 kV Itaberá – Ivaiporã,
relata os desligamentos automáticos ocorridos e da atuação dos Esquemas de Controle de Emergência ECE em conseqüência da abertura simultânea dos três circuitos da LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá, uma
grande quantidade de linhas de transmissão permaneceram ligadas, alimentando cargas, em condições
precárias de tensão (da ordem de 23% da tensão nominal) e de carregamentos que ficaram acima dos
limites operativos.
Após a análise detalhada da topologia da rede remanescente é possível se verificar que o sistema
abriu deixando cargas de uma área alimentadas por meio de tensão proveniente de outra área, ou em
outros casos, com a formação de ilhas elétricas no sistema, como pode ser observado nas figuras a seguir.
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Figura 1 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área 345 kV de São Paulo
3
150
MW
Figura 2 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área 230 kV Sul de São Paulo
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CONSTATAÇÃO (C.2) – OPERAÇÃO DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
Fiscalização do Centro de Operação da Transmissão da CTEEP
A Figura 3 mostra a hierarquia existente entre os Centros de Operação do ONS e o Centro de
Operação da Transmissão da CTEEP.
CNOS
Brasília - DF
COSR-N/
CO
ONS
Brasília - DF
COSR-NE
Recife - PE
COSR-SE
COSR-S
Rio de Janeiro RJ
Florianópolis SC
CTEEP
COS-CTEEP
COR-CTEEP
(Bom Jardim)
(Cabreúva)
Figura 3 – Hierarquia entre o Centro de Operação da Transmissão da CTEEP e o ONS
O CNOS é o centro de operação de mais alto nível hierárquico do ONS e atua diretamente sobre
os demais centros de operação do ONS sendo responsável pela coordenação, supervisão e controle da
rede de operação, das interligações internacionais e do despacho de geração das usinas despachadas
centralizadamente.
Os COSR são centros de operação regionais de propriedade do ONS responsáveis pela
coordenação, supervisão e controle da Rede de Operação Regional/Local, alem da supervisão e controle
do despacho de geração das usinas despachadas centralizadamente e da rede de operação sistêmica,
bem como pelo comando e execução do despacho das usinas sob Controle Automático de Geração - CAG,
dos Controles Automáticos de Tensão - CAT e dos Esquemas de Controle de Segurança - ECS, nas
instalações de sua área de atuação, definidas pelo ONS.
A área de atuação de cada centro regional (COSR) do ONS é a Rede de Operação Regional/Local
de cada região, constituída pelos sistemas troncos de transmissão para atendimento aos centros de carga,
interligações com concessionárias de distribuição e com consumidores ligados diretamente à Rede de
Operação.
A CTEEP é responsável pelas atividades de supervisão, comando e execução da operação das
suas instalações que compõem a rede de operação do ONS. Na estrutura operacional adotada pela
concessionária há dois centros de operação:
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COT-CTEEP, localizado na subestação de Bom Jardim, cuja área de atuação é composta por
todas as instalações da CTEEP que fazem parte da Rede Básica;
COR-CTEEP, localizado na subestação de Cabreúva, responsável pela operação das Demais
Instalações da Transmissão – DIT da concessionária.
Segundo informações da concessionária, no caso de indisponibilidade de qualquer um dos dois
centros de operação, o remanescente é capaz de assumir a operação de todas as instalações da Rede
Básica e das DIT.
Para possibilitar esse regime de operação com um centro principal e outro na condição de
retaguarda é realizado rodízio entre os operadores do COT e do COR da CTEEP.
Considerando a importância das instalações da CTEEP para o suprimento da área São Paulo, e
conseqüentemente o grande envolvimento destas instalações no blecaute do dia 10 de novembro de 2009,
a fiscalização da ANEEL/SFE esteve “in loco” no COT-CTEEP.
A figura 4 mostra a sala de operação em tempo real do Centro de Operação da Transmissão –
COT da CTEEP.
Figura 4 – Sala da operação em tempo real do COT-CTEEP
Além de manter contato com os centros de operação regionais do ONS (COSR-SE e COSR-S) e
com Centro de Operação Regional – COR de Cabreúva, o COT-CTEEP também se relaciona com os
Agentes de Geração, Distribuição, Transmissão e Acessantes.
O COT-CTEEP caracteriza-se pela concentração de dados entre o equipamento de supervisão
local de cada instalação (Unidade Terminal Remota) permitindo por meio de telecomandos a operação
remota das instalações da CTEEP que compõem a Rede Básica.
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Para tanto, o COT-CTEEP conta com uma rede de comunicação de dados e de voz, desde as
UTRs nas instalações até o centro de operação regional do ONS, cujos requisitos de qualidade e
disponibilidade estão obrigados atender ao que estabelecem os Procedimentos de Rede Submódulos 2.7
“Requisitos de Telessupervisão para a Operação” e 13.2 “Requisitos de Telecomunicações”, dentre outros.
O sistema de comunicação de voz e dados das instalações da CTEEP é baseado em uma rede
analógica remanescente da Companhia Energética de São Paulo - CESP.
Este sistema, denominado SINTREL - Sistema Integrado de Telecomunicações, segundo
informações da concessionária, encontra-se em processo de modernização.
A Figura 5 apresenta o sistema de telecomunicações que dá suporte às atividades do Centro de
Operação da Transmissão – COT da CTEEP.
Figura 5 – Sistema de telecomunicações da CTEEP
Por sua vez, a comunicação de voz e dados entre COT-CTEEP e o COSR-SE do ONS é feita por
meio de links contratados junto à EMBRATEL.
O Sistema de Supervisão e Controle utilizado pela CTEEP é o Sistema Aberto de Gerenciamento
de Energia - SAGE. As informações para este sistema são provenientes de 126 UTRs distribuídas em 104
Subestações. A Figura 6 mostra a arquitetura de redes e UTRs que compõem o sistema da CTEEP.
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Figura 6 – Arquitetura de Redes e UTRs
Verifica-se a partir da Figura 6 que cada UTR conta com dois canais de comunicação, sendo um
direcionado para o COT-CTEEP e outro para o COR-CTEEP. Há, nos centros de operação dois servidores
independentes e redundantes, os quais possuem duas fontes de alimentação elétrica independentes.
O serviço auxiliar do COT da CTEEP é alimentado através das Barras II e III de 440 V do serviço
auxiliar da subestação Bom Jardim e, em caso de emergência, pelo Gerador Auxiliar de Emergência GAE, instalado no prédio do Centro de Operação, cuja partida se dá automaticamente quando ocorre falta
de tensão AC, além do sistema No-Break com capacidade de assumir ininterruptamente a alimentação
para o sistema de Supervisão e Controle.
As fontes de alimentação do serviço auxiliar do COT da CTEEP em Bom Jardim são:
Fonte principal: TRSA-1 de 13,8/0,44 kV – Energizado pelo TR-6 88/13,8 kV;
Fonte secundária: TRSA-2 de 13,8/0,44 kV – Energizado pelo TR-5 138/13,8 kV;
Gerador Auxiliar de Emergência – Alimenta as cargas prioritárias da subestação.
A Figura 7 mostra os dados de placa e uma planilha de controle da manutenção do GAE do prédio
do COT da CTEEP.
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EM BRANCO
Figura 7 – Dados de placa do GAE e planilha de manutenção preventiva
Verifica-se a partir da Figura 7 que havia uma manutenção preventiva no GAE programada para o
dia 10 de setembro de 2009, no entanto até o dia 9 de dezembro de 2009, (três meses depois) quando a
fiscalização da ANEEL/SFE foi realizada, a referida manutenção não havia sido efetivada.
Para cumprir suas atribuições o Departamento de Operação da CTEEP conta com 26 (vinte e seis)
engenheiros, 8 (oito) técnicos, 32 (trinta e dois) operadores e 5 (cinco) analistas de sistema. A Figura 8
apresenta a estrutura organizacional do referido Departamento.
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Figura 8 – Estrutura organizacional do Departamento de Operação da CTEEP
A equipe de fiscalização da ANEEL/SFE constatou que todos os operadores do COT da CTEEP
estão habilitados para as atividades de tempo real por meio de certificação de competência técnica e de
saúde física e mental de acordo com rotina operacional constante no Submódulo 10.22 dos Procedimentos
de Rede.
A reciclagem dos operadores é realizada por meio de cursos da área de operação e da
participação em simulações de eventos no sistema. A CTEEP possui um sistema denominado STO
(Simulador de Treinamento de Operadores) que replica o comportamento do sistema de potência. A Figura
9 mostra o ambiente no qual são realizadas as simulações.
Figura 9 – Ambiente de Treinamento do COT-CTEEP
As telas que o operador visualiza durante a simulação do treinamento são idênticas às telas dos
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consoles da sala de tempo real e o ambiente mostrado na Figura 9 oferece para o operador uma condição
fidedigna à da operação em tempo real.
RECOMENDAÇÃO (R.1)
Recomenda-se que sejam adotadas as providências necessárias para a regularização das
pendências de manutenção preventiva no Grupo Gerador de Emergência, responsável pelo suprimento
das cargas essenciais do Centro de Operação da Transmissão – COT da CTEEP em regime de
emergência.
CONSTATAÇÃO (C.3) - OPERAÇÃO
Processo de recomposição do sistema da CTEEP após a ocorrência
Nos processos de recomposição total ou parcial da Rede Básica, e conseqüentemente das áreas
envolvidas, toda a seqüência está definida por meio de Instruções de Operação, onde constam as
responsabilidades dos operadores tanto das subestações, quanto dos Centros de Operações dos Agentes
e do ONS.
Toda e qualquer alteração na Rede Básica, seja pela entrada em operação de novos sistemas de
geração e/ou de transmissão, necessitam de estudos, que são feitos pelo ONS em conjunto com os
Agentes envolvidos, de forma a contemplar a reavaliação dos processos de recomposição fluente e
coordenada existentes, visando à criação de novos corredores de recomposição.
Recomposição fluente dos corredores de recomposição
O processo de recomposição fluente acontece a partir das usinas de auto-restabelecimento com
alta confiabilidade - Usinas com “black start”. Os procedimentos operacionais previamente definidos
permitirão a recomposição de áreas geo-elétricas, com compatibilização de carga e geração em uma
configuração mínima da rede, para evitar desvios de tensão e freqüência e atuações indevidas das
proteções.
Áreas geo-elétricas são configurações mínimas de rede, que contém uma ou mais usinas de autorestabelecimento, e que permitem a recomposição das cargas consideradas prioritárias de forma mais
rápida e segura possível
Os comandos são executados pelos operadores das subestações, de acordo com procedimentos
pré-estabelecidos definidos com base em estudos, com o mínimo de comunicação possível. Usualmente
feitos sem a interferência dos Centros de Operação.
Desse modo permiti-se o restabelecimento de importantes centros de carga de forma simultânea e
independente das demais áreas, minimizando o trabalho de coordenação.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que a recomposição fluente do COT da CTEEP é feita por
meio de telecomandos remotos efetuados pelos operadores do COT diretamente nos equipamentos nas
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subestações da concessionária.
Recomposição coordenada dos corredores de recomposição
Os Centros de Operação dos Agentes acompanharão a evolução da recomposição e devem
comunicar aos Centros Regionais de Operação do ONS a conclusão da recomposição fluente de suas
áreas.
A recomposição coordenada só deve ter início após a verificação dos requisitos como a ausência
de sobrecarga em equipamentos da área considerada, estabilização de freqüência e níveis de tensão
compatíveis com a configuração mínima da área geo-elétrica para os montantes de tomada de carga
prioritária.
Finalmente, os Centros de Operação do ONS (Nacional e Regionais) coordenarão a próxima fase
da recomposição para a liberação de carga adicional e, quando for o caso, o fechamento de paralelos ou
anéis.
Ilhas de auto restabelecimento do sistema de transmissão da CTEEP
Em sua fase fluente, a recomposição da área São Paulo é realizada por meio de 9 (nove) ilhas de
recomposição descritas a seguir:
Água Vermelha;
Ilha Solteira;
Três Irmãos;
Jupiá;
Porto Primavera;
Capivara;
Chavantes;
Henry Borden;
Luiz Carlos Barreto.
Em atendimento a solicitação formulada pela Fiscalização, a CTEEP apresentou a seqüência de
energização dos corredores de recomposição de seu sistema com os horários e descrição de eventuais
problemas durante o processo.
Neste Relatório de fiscalização serão apresentadas as áreas de auto restabelecimento onde foram
identificados os maiores problemas durante a recomposição por parte da CTEEP (Água Vermelha, Ilha
Solteira, Porto Primavera e Jupiá).
O processo de recomposição das ilhas de auto restabelecimento que envolvem o sistema de
transmissão da CTEEP e que apresentaram problemas, serão analisados na seqüência considerando as
informações apresentadas pela concessionária, aquelas constantes do Relatório de Análise de
Perturbação – RAP ONS RE 3-252/2009, além de análise posterior ao blecaute prestadas pelo ONS por
12
meio da carta ONS-0023/100/2010, de 08 de janeiro de 2010, referente as principais dificuldades no
processo de recomposição das instalações da CTEEP.
De modo geral, durante o processo de recomposição do sistema de transmissão da CTEEP, a
fiscalização da ANEEL/SFE constatou problemas relacionados com:
discrepâncias do sistema de supervisão e controle quanto ao estado operativo e as grandezas
elétricas nos equipamentos;
demora das equipes locais em preparar as instalações para a recomposição;
ausência de coordenação entre os telecomandos executados nos equipamentos remotamente
pelo COT-CTEEP e os comandos executados pelas equipes das instalações;
vários disjuntores não aceitavam comando por bloqueios ou aceitavam comando de
fechamento e abriam em seguida, sem que fosse identificada a causa do problema;
várias tentativas de chamadas sem a complementação dos diálogos entre os interlocutores,
ruídos na comunicação durante os diálogos operativos;
dificuldade dos operadores do COT–CTEEP em fazer a operação das instalações executar as
ações de coordenação;
desconhecimento de proteções existentes em equipamentos e instalações e sua situação
operativa (bloqueado/ativado).
A)
Corredor 440 kV Água Vermelha(AGV)/Ribeirão Preto(RPR)/Santa Barbara do
Oeste(SBO)/Sumaré(SUR)
500 kV 440 kV
500 kV
440 kV
Desenergizados
138 kV
AGV
RPR
SBO
SUR
Energizados 440 kV
00h35min
01h57min
ILS
138 kV
Energizados 500 kV
01h03min
138 kV
138 kV
Energizados 138 kV
00h18min
Figura – 10 Área de auto restabelecimento associada à UHE Água Vermelha
Esta área de do sistema de transmissão da CTEEP não foi totalmente desligada durante o
blecaute, ficando conectada ao sistema de transmissão de 500 kV da área Minas Gerais, por meio dos
transformadores de 500/440 kV da Poços de Caldas Transmissora de Energia – PCTE, na SE Ribeirão
Preto, alimentando cargas de SE Ribeirão Preto, Santa Bárbara D’Oeste e Sumaré.
Em atendimento a solicitação formulada pela fiscalização da ANEEL/SFE, a CTEEP informou que
a recomposição fluente desta área teve início às 23h58min após a disponibilização de unidades geradoras
na UHE Água Vermelha da AES Tietê, terminando à 00h37min e que a recomposição coordenada desta
área teve início à 00h37min e foi concluída a 01h03min.
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O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata
dificuldades para a recomposição da área de auto restabelecimento associada à UHE Água Vermelha:
“Os transformadores 500/440 kV da SE Ribeirão Preto TR1 e TR2 permaneceram
ligados após a perturbação alimentando as cargas das SE Ribeirão Preto, Santa
Bárbara D’Oeste e Sumaré, através da área Minas Gerais.
Às 22h28min desligou a transformação 440/138 kV de Sumaré e a LT 440 kV S. Bárbara
- Sumaré, interrompendo 110 MW de carga na CPFL.
Às 22h40min foi iniciada a partida da UG1 da Usina de Água Vermelha. Foi constada
dificuldade de contato com a CTEEP para o desligamento do lado de alta tensão
do TR01, manobra necessária para o sincronismo (23h19min) da unidade.
Às 22h46min ligada a LT 440 kV S. Bárbara - Sumaré e o TR01 440/138 kV de Sumaré.
À 00h05min foi atingido o número mínimo de 3 unidades sincronizadas, necessárias
para início do processo de restabelecimento da ilha.
À 00h09min foi sincronizada a UG4.
À 00h11min ocorreu desligamento das UG1 e UG2, durante manobras de transferência
do serviço auxiliar da Usina de Água Vermelha.
À 00h22min foi iniciada a tomada de carga na SE Sumaré.
À 00h23min foi ligada a UG02 voltando-se a ter o número mínimo de unidades
sincronizadas na Usina de Água Vermelha, necessárias para início do processo de
restabelecimento da ilha.
À 00h24min foi ligado o transformador TR5 440/138 kV de Água Vermelha,
possibilitando a tomada de carga pela ELEKTRO.
À 01h51min foi ligada a LT 440 kV R. Preto - A. Vermelha, fechando o paralelo da Usina
de Água Vermelha com a área Minas Gerais.”
(Grifos desta Superintendência)
A carta ONS – 0023/100/2010 relata dificuldades para a recomposição da área de auto
restabelecimento associada à UHE Água Vermelha:
“Ocorreram dificuldades no sincronismo do número mínimo de unidades de
autorestabelecimento da UHE água vermelha.
Verificou-se desligamento automático de unidades geradoras e foi relatada dificuldade
de contato entre CTEEP e AES Tietê para manobras na SE de Água Vermelha,
provocando atraso no atendimento das cargas no 138 kV, supridas a partir
daquela localidade”.
(Grifos desta Superintendência)
Constatou–se, portanto, que dificuldades de comunicação entre a CTEEP e a AES/Tietê
dificultaram a realização de manobras de desligamento do lado de alta tensão do TR-01 de Água Vermelha
e impactaram no processo de recomposição deste corredor.
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B)
Corredor 440 kV Ilha Solteira/Araraquara/Santo Ângelo/Itapeti/Tijuco Preto (Furnas)/
Leste/ Ramon Rebert Filho
ILS
00h05min
22h40m
ARA
SAA
ITE
STTP.O
in
23h30min
TRI
138 kV
23h35min
23h31min
MOM III
02h18
01h32m
in
23h42min
00h50min
RRF
88 kV
LES
88 kV
00h03min
00h06min
00h07
138 kV
345 kV
750 kV
Itaberá
Ivaiporã
Figura – 11 Área de auto restabelecimento associada a UHE Ilha Solteira
Em atendimento da solicitação formulada pela fiscalização da ANEEL/SFE, a CTEEP informou que
a recomposição fluente desta área teve início às 23h30min após a disponibilização de unidades geradoras
na UHE Ilha Solteira da CESP terminando às 23h44min e que a recomposição coordenada desta área teve
início à 00h03min e foi concluída às 03h21min.
As barras de 345 kV das Subestações Tijuco Preto (Furnas), Leste e Ramon Rebert Filho,
permaneceram energizadas após o blecaute, no entanto, tiveram que ser desligadas na fase coordenada,
em virtude dos valores degradados de tensão nestas barras.
Foram realizadas duas tentativas sem sucesso de energização da LT 345 kV Itapeti/Tijuco Preto
C2 na fase fluente e não foi realizada tentativa de energização da LT 345 kV Itapeti/Tijuco Preto C1, pois
havia indicação de tensão de retorno na fase vermelha, proveniente da SE Tijuco Preto (Furnas).
A LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto C2 somente veio a ser ligada às 00h51min, de forma
coordenada, fechando o paralelo entre Itaipu/Sistema Sul e o Sistema de 440 kV da Área São Paulo
(corredor de Ilha Solteira).
01h32min foi fechado o paralelo entre Jupiá/Três Irmãos com a SE Ilha Solteira.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que o horário de normalização da última linha de
transmissão desta área foi realizado às 03h21min.
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata
dificuldades para a recomposição da área de Auto Restabelecimento associada à UHE Ilha Solteira:
“Houve problemas no serviço auxiliar da Usina de Ilha Solteira, dificultando o
sincronismo do número mínimo de unidades geradoras e o início do processo de
recomposição do corredor.
Às 23h31min ligada a LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara C2, após o sincronismo da
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sexta unidade geradora na Usina Ilha Solteira.
Às 23h37min foi iniciada a tomada de 100 MW de cargas da CPFL, no setor de 138 kV
da SE Araraquara, através do transformador 440/138 kV TR4 desta SE.
Às 23h44min ligada a LT 345 kV Santo Ângelo - Itapeti C2, energizado o Barramento de
345 kV da SE Itapeti e efetuadas várias tentativas de energização de um circuito para a
SE Tijuco Preto, através dos dois circuitos da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto.
À 00h17min, foi informado pela CTEEP o término da fase fluente e insucesso das
tentativas de envio de tensão Tijuco Preto, através da SE Itapeti.”
“23h41 SE Itapeti e SE Tijuco Preto Deste momento em diante foram feitas várias
tentativas de ligar a LT 345 kV Itapeti/Tijuco Preto C1 e C2, sem sucesso”.
“À 00h51min foi fechado o paralelo Usina Itaipu/Sistema Sul com o Sistema de 440
kV da Área São Paulo (corredor de I. Solteira) através da LT 345 kV Itapeti - T. Preto
C2”.
(Grifos desta Superintendência)
A carta ONS – 0023/100/2010 relata dificuldades para a recomposição da área de auto
restabelecimento associada à UHE Ilha Solteira:
“Demora no autorestabelecimento das unidades geradoras da UHE Ilha Solteira, devido
a problemas no serviço auxiliar da usina. Consta recomendação do RAP para a CESP
esclarecer o ocorrido e tratar o problema”.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que às 23h41min, foi disponibilizada tensão no
barramento de 345 kV da SE Itapeti/CTEEP, no entanto, o fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto
só foi efetuado às 00h51min em face de problemas encontrados nos disjuntores desta LT em ambos os
terminais (uma das fases do C1 fechada no terminal de Tijuco Preto e o disjuntor do C2 não aceitava
comando de fechamento no terminal de Itapeti).
Esta condição retardou o início da tomada de cargas das subestações Leste e Ramon Rebert Filho
da CTEEP, que integram a mesma área de auto restabelecimento.
Com a demora verificada no restabelecimento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto, para prosseguir
com a recomposição dessa área, as cargas supridas pelas subestações de Leste e Ramon Rebert Filho
foram normalizadas pelo sistema de Itaipu que apesar de todos os problemas, conseguiu ser restabelecido
primeiro.
A LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto C2 somente veio a ser ligada às 00h51min, de forma
coordenada, fechando o paralelo Itaipu/Sistema Sul/Sistema de 440 kV da Área São Paulo (corredor de
Ilha Solteira), de modo a permitir a tomada de carga adicional nas SE Leste, Ramon Rebert Filho e Norte”.
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Corredor 440 kV Porto Primavera(PPR)/Taquaruçu(TAQ)/Assis(ASS)/Sumaré(SUR)/
Bom Jardim(BOJ)
C)
Figura – 12 Área de auto restabelecimento associada a UHE Taquaruçu
Em atendimento da solicitação formulada pela fiscalização da ANEEL/SFE, a CTEEP informou que
a recomposição fluente desta área teve início às 22h53min após a disponibilização de unidades geradoras
terminando à 00h13min e que a recomposição coordenada desta área teve início à 00h45min e foi
concluída às 04h17min.
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata
dificuldades para a recomposição da área de Auto Restabelecimento associada à UHE Porto Primavera:
“Após a perturbação, permaneceram ligadas as UG1 e UG2 da Usina de Taquaruçu,
alimentando o transformador 440 / 138 kV TR7 e as cargas da CAIUÁ e da ELEKTRO.
Às 22h44min foi ligada a UG 3 da Usina de Taquaruçu, completando a primeira etapa da
recomposição fluente.
Às 23h12min foi ligada a LT 440 kV Taquaruçu - Porto Primavera C2.
Entre 23h12min e 23h22min, foram sincronizadas as UG 2, 3, 4 e 10 da Usina de Porto
Primavera. Houve dificuldade para sincronizar a 5ª Unidade Geradora devido à
ocorrência de sobrefrequência na ilha formada, impossibilitando a continuidade da
recomposição deste corredor.
À 00h45min, após várias tentativas sem sucesso de sincronizar a 5ª unidade geradora
em Porto Primavera, foi ligada a LT 440 kV Taquaruçu - Assis.
Devido à demora de prosseguir com o corredor de Porto Primavera até Bom Jardim, foi
ligada (00h50min), após coordenação com o ONS, a LT 440 kV Bom Jardim - Taubaté,
com tensão proveniente do 500 kV de Taubaté com o objetivo de atender, com mais
confiabilidade, o serviço auxiliar da SE Bom Jardim (onde está localizado o COT da
CTEEP, alimentado até o momento pelo gerador de emergência).
À 01h14min foi desenergizada a LT 440 kV Assis - Sumaré, após tentativa sem
sucesso de fechamento do paralelo, através desta LT na SE Sumaré.
À 01h53min foi sincronizada a UG8 da Usina de Porto Primavera, dando condição para
a continuidade da recomposição do corredor.
Às 02h08min foi ligada a LT 440 kV Assis - Sumaré na SE Sumaré, fechando o paralelo
da ilha Porto Primavera - Taquaruçu com sistema de 500 kV da área de Minas Gerais.
17
Às 02h16min, foi ligada a LT 440 kV Sumaré - Bom Jardim e desligada manualmente a
LT 440 kV Taubaté - Bom Jardim, neste último terminal, de maneira a permitir tomada de
carga com tensão da SE Sumaré.
Às 02h19min ocorreu o desligamento automático do terminal de Sumaré da LT 440
kV Assis - Sumaré, abrindo o paralelo do corredor de Porto Primavera com
sistema de 500 kV da área de Minas Gerais, tendo sido feitas, a partir deste
horário, novas tentativas sem sucesso de fechamento do paralelo recém-aberto.
Às 02h37min foi ligada a LT 440 kV Assis - Sumaré na Barra 2 da SE Sumaré,
mantendo aberto o paralelo com S. B. D’Oeste, ligada na Barra 1.
Às 02h38min foi ligada a LT 440 kV Sumaré - Bom Jardim, com tensão proveniente
da SE Assis, ocorrendo, novo desligamento automático da LT 440 kV Assis Sumaré e a conseqüente desenergização da SE Bom Jardim.
Às 02h47min foi efetuada nova tentativa sem sucesso de enviar tensão para SE
Bom Jardim pelo corredor de Porto Primavera, decidindo-se pela energização
desta SE através dos demais corredores de 440 kV.”
(Grifos desta Superintendência)
A carta ONS – 0023/100/2010 relata dificuldades para a recomposição da área de auto
restabelecimento associada à UHE Porto Primavera:
“Na UHE Porto Primavera ocorreu a demora em sincronizar a quinta UG, condição
necessária para o atendimento da configuração mínima de unidades sincronizadas,
visando o prosseguimento da recomposição do corredor em 440 kV. Com a demora, o
serviço auxiliar da SE Bom Jardim (COS da CTEEP) foi atendido por Taubaté.
Após o sincronismo da quinta UG da UHE Porto Primavera, ocorreu o desligamento
automático da LT 440 kV Assis / Sumaré, atrasando o atendimento das cargas da SE
Bom Jardim. Com esta dificuldade, foi buscada a alternativa de atendimento das cargas
da CPFL e da ELETROPAULO, na SE Bom Jardim, pela SE Santo Ângelo”.
Ficaram ligadas 2 unidades geradoras do agente DUKE alimentando cargas das barras de 138 kV
de Taquaruçu, Dracena e Florestópolis;
A Barra 3 de 440 kV da SE Assis permaneceu energizada por meio da transformação 500/440 kV
do Agente Abengoa, bem como o TR-2 de 440/230 kV, energizando a barra de 230 kV e a LT 230 kV
Assis/Londrina;
Sob a coordenação do COSR/SE do ONS as barras de 440 e 230 kV da SE Assis foram
desenergizadas dando início à recomposição fluente, no entanto, não foi possível o envio de tensão para
SE SUR devido insuficiência de unidades geradoras sincronizadas em PPR.
18
D) Corredor 440 kV Jupiá(JUP)/Bauru(BAU)/Cabreúva(CAV)/Edgar de Souza(ESO)/
Anhanguera(ANH)/ Centro(CTR) e Bauru(BAU)/Oeste(OES)/Ebu-Guaçu(EMG)/Sul(SUL).
JUP
ESO
BAU
01h17min
22h53min
03h04min
TAQ
03h11min
01h36min
138 kV
CAV 01h49min
PRI
00h58min
23h41min
138 kV
03h08min
BOT
ANH
03h15min
OES
01h03min
CBA II
EMG
CTT
CTR
01h05min
01h06min
SUL
00h27min
Figura – 13 Área de auto restabelecimento associada à UHE Jupiá
Desenergizados
Em atendimento da solicitação formulada pela fiscalização da ANEEL/SFE, a CTEEP informou que
a recomposição fluente desta área teve início às 22h53min e término à 01h06min, e que a recomposição
coordenada desta área teve início somente às 00h27min e foi concluída às 03h52min, conforme relato a
seguir:
SE Bauru
22h53min
22h56min
22h57min
desligou em seguida;
22h57min
22h59min
23h02min
23h05min
desligou em seguida;
23h05min
23h06min
23h41min
00h27min
SE BAU recebeu tensão da SE JUP;
SE BAU enviou tensão para a SE CAV pelo C-1;
SE BAU enviou tensão para a SE OES pelo C-2. O circuito
Desligaram-se os bays 440 kV CAV C-1 e JUP C-1;
Ligado o bay 440 kV JUP C-1 energizando a SE BAU;
SE BAU enviou tensão para a SE CAV pelo C-1;
SE BAU enviou tensão para a SE OES pelo C-2.O circuito
Desligaram-se os bays 440 kV CAV C-1 e JUP C-1;
Ligado o bay 440 kV JUP C-1 energizando a SE BAU;
SE BAU enviou tensão para a SE CAV pelo C-1;
SE BAU enviou tensão para a SE OES pelo C-1;
SE Cabreúva
23h05min
Ligado o bay 440 kV BAU C-1 energizando a barra de 440
kV; O bay desligou em seguida;
23h42min
Ligado o bay 440 kV BAU C-1 energizando a barra de 440 kV;
23h44min
Ligado o TR-2 de 440/230 kV;
23h45min
Ligado o bay 230 kV ESO C-2 enviando tensão para a SE ESO;
23h46min
Ligado o bay 230 kV ESO C-3;
23h47min
Desligou-se o bay 230 kV ESO C-2
23h50min
Ligado o bay 230 kV ESO C-4;
00h34min
Desligaram-se os bays 440 kV BAU C-1 e TR-2 de 440/230
19
kV, e os bays 230 kV ESO C-3 e 4;
00h37min
Ligado o bay 440 kV BAU C-1 energizando a barra de 440 kV;
00h49min
Ligado TR-2 de 440/230 kV;
00h58min
Ligada a LT 230 kV CAV/ESO C-3;
00h59min
Ligada a LT 230 kV CAV/ESO C-4;
SE Edgard Souza
23h47min
Ligado o bay 230 kV CAV C-2 energizando a barra de 230 kV;
O bay desligou em seguida;
23h51min
Ligado os bays 230 kV CAV C-3 e C-4 energizando a barra de
230 kV;
23h57min
Ligado o bay 230 kV ANH C-1;
00h36min
Desligado o bay 230 kV ANH C-1, e os bays 230 CAV C-3 e
C-4;
01h00min
Ligado o bay 230 CAV C-3 e C-4;
01h03min
Ligado o bay 230 kV ANH C-1;
SE Anhangüera
23h57min
00h34min
01h05min
Ligado o bay 230 kV CTT C-1;
Desligou-se o bay 230 kV CTT C-1;
Ligado o bay 230 kV CTT C-1;
SE Centro (SE de manobras)
23h18min
Foram ligados previamente os disjuntores 1 e 2;
SE Centro
00h00min
Ligada a LT 230 kV CTT/CTR C-2313;
00h34min
Desligou-se a LT 230 kV CTT/CTR C-2313;
01h06min
Ligada a LT 230 kV CTT/CTR C-2313; tomando carga no
reticulado de 20 kV e no setor de 88 kV;
SE Oeste
22h36min
seguida;
23h24min
23h26min
00h19min
00h20min
Ligado o bay 440 kV BAU C-2 e CBA II,O bay desligou em
Ligado o bay 440 kV BAU C-2;
Ligado o bay 440 kV CBA II; O bay desligou em seguida;
Desligaram-se os bays 440 kV BAU C-2 e CBA II;
Ligado o bay 440 kV EMG;
SE Embu-Guaçu
00h28min
Ligado o bay 440 kV OES C-1 energizando a barra de 345 kV;
00h29min
Ligado o bay 440 kV OES;
00h30min
Energizado o TR-2 440/138 kV e iniciada a tomada de carga
para suporte do corredor;
00h33min
Energizado o TR-3 440/345 kV;
00h39min
Ligado o bay 345 kV SUL enviando tensão para a SE SUL;
SE SUL
00h41min
SE SUL;
Ligada a LT 345 kV EMG/SUL e iniciada a tomada de carga na
20
Fase coordenada da recomposição:
SE Jupiá
01h17min
01h27min
01h32min
02h13min
03h04min
03h11min
JUP enviou tensão para a SE TRI 440 kV;
TRI enviou tensão para a SE ILS;
Fechado paralelo entre JUP/TRI/ILS na SE ILS;
JUP enviou tensão para a SE BAU pelo C-2;
JUP energizou o TR-15 de 440/138 kV;
JUP enviou tensão para SE TAQ;
SE Bauru
00h27min
02h14min
02h22min
02h42min
03h08min
SE BAU enviou tensão para a SE OES pelo C-1;
Ligada a LT 440 kV JUP/BAU C-2 na SE BAU;
Enviado tensão para SE CAV pelo C-2;
Enviado tensão para a SE OES pelo C-2,
SE BAU ligou o TR-1 de 440/138 kV;
SE Cabreúva
01h36min
01h51min
02h23min
03h52min
Ligado o TR-4 de 440/138 kV energizando a barra de 138 kV;
Ligada a LT 230 kV CAV/ESO C-5;
Ligada a LT 440 kV CAV/BAU C-2;
Ligado o TR-7 de 440/230 kV;
SE Edgard Souza
01h49min
01h52min
03h28min
Ligado o bay 230 kV PRI C-1;
Ligado o bay 230 kV ESO C-5;
Ligado o bay 230 kV ANH C-2;
SE Anhanguera
03h30min
Ligado o bay 230 kV CTT C-2;
SE Centro
03h31min
Ligada a LT 230 kV CTT/CTR C-2314;
SE OES
00h20min
03h30min
Ligados os bays 440 kV BAU C-1 e EMG C-1;
Ligado o bay 440 kV BAU C-2;
SE Companhia Brasileira de Alimínio - CBA II
03h32min
Ligado o disjuntor 1.
(grifos desta Superintendência)
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata
dificuldades para a recomposição da área de Auto Restabelecimento associada à UHE Jupiá:
“Às 22h57min, após sincronismo da sétima unidade geradora da Usina de Jupiá, foi
energizada a LT 440 kV Jupiá - Bauru C1 e enviado tensão para as SE Cabreúva e
Embuguaçu, através da LT 440 kV Bauru - Cabreúva C1 e LT 440 kV Oeste - CBA 2 Embuguaçu C2, desligando-se automaticamente este último circuito, duas vezes por
21
sobretensão.
À 00h10min foi iniciada a tomada de carga da ELETROPAULO em Centro - CTR por
Paula Souza e sistema reticulado de 20 kV.
Às 00h27min enviado tensão para a SE Embuguaçu através da energização da LT 440
kV Bauru-Oeste C1.
À 00h35min ocorreu desligamento automático do transformador 440/230 kV TR2
da SE Cabreúva, desligando as SE Edgard de Souza, Anhanguera e Centro-CTT e
Centro-CTR, rejeitando a carga já atendida da ELETROPAULO.
À 00h43min, após energização do barramento de 345 kV da SE Sul, foram tomados 7
MW de carga na SE Sul, pelas LT 88 kV Sul - ZF C3 e C4.
À 01h07min, após normalização do transformador 440/230 kV TR2 da SE Cabreúva, foi
recomposta a carga da ELETROPAULO na SE Centro – CTR, encerrando a fase fluente
do corredor de Jupiá”.
A carta ONS – 0023/100/2010 relata dificuldades para a recomposição da área de auto
restabelecimento associada à UHE Jupiá:
“Dificuldades de comando dos disjuntores da SE CBA 2 e ocorrência de dois
desligamentos na SE Bauru, durante o envio de tensão para Embu-Guaçu, através da
LT 440 kV Oeste – CBA 2 / Embu-Guaçu. Esta dificuldade levou à necessidade de
adoção de uma recomposição alternativa, através da LT 440 kV Bauru / Oeste C1 e LT
440 kV Oeste / Embu-Guaçu.
Desligamento automático do transformador 440/230 kV TR-2 da SE Cabreúva,
rejeitando as cargas do centro de São Paulo da ELETROPAULO.
Estas dificuldades estão descritas no RAP e registradas como recomendações para
análise e tratamento pela CTEEP.”
A equipe de fiscalização da ANEEL/SFE constatou que o processo de recomposição desta área foi
marcado por uma série de retrocessos, caracterizando-se pelas ocorrências de vários equipamentos que
tiveram desligamentos automáticos durante o processo, logo após sua normalização, tais como:
Desligamento da LT 440 kV Bauru - Oeste C.2, ocorrido logo após ter sido energizada às
22h57min, acarretando o desligamento automático das LT 440 kV Bauru – Cabreúva C.1 e
Jupiá – Bauru C.1;
Desligamento da LT 440 kV Bauru - Oeste C.2, ocorrido logo após ter sido energizada às
23h05min, acarretando o desligamento automático das LT 440 kV Bauru – Cabreúva C.1 e
Jupiá – Bauru C.1;
Desligamento da LT 230 kV Cabreúva – Edgard Souza C.2, ocorrido às 23h47min, acarretando
desligamento de cargas que já haviam sido normalizadas na região central de São Paulo;
Desligamento da LT 440 kV Bauru – Oeste C.2 e Oeste – Cia Brasileira de Alumínio, ocorrido
às 00h19min;
Desligamento da LT 440 kV Cabreúva – Bauru C.2, LT 230 kV Cabreúva – Edgard Souza C.3
22
e C.4, LT 230 kV Anhangüera – Centro, e do TR 440/230 kV da SE Cabreúva, dentre outros
equipamentos, ocorridos à 00h34min, acarretando desligamento de cargas que já haviam sido
normalizadas na região central de São Paulo;
Os equipamentos que desligaram-se à 00h34min somente vieram a ser restabelecidos por
volta de 01h05min.
Em face de todos os problemas verificados, a normalização deste corredor veio a ser concluída
somente por volta de 04h00min
Tais problemas causaram demora para o término da recomposição, interrupção de cargas que já
haviam sido normalizadas, e não foram devidamente explicados pela concessionária.
NÃO-CONFORMIDADE (N.1)
Foi verificado o descumprimento da Primeira Subcláusula, da Cláusula Terceira do Contrato de
Concessão de Transmissão n° 059/2001 - ANEEL, referente aos aspectos destacados neste
relatório, tais como: demora para o desligamento do lado de alta tensão do TR01 da SE Água
Vermelha para o sincronismo de unidades geradoras nessa UHE, dificuldades para o
fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto, dificuldades para o fechamento da LT 440 kV
Assis – Sumaré, sucessivos desligamentos de equipamentos na área de auto restabelecimento
associada à UHE Jupiá acarretando desligamentos de cargas já recompostas e atrasos para a
recomposição e para o fechamento do paralelo entre as UHEs Jupiá e Três Irmãos.
“Primeira Subcláusula - A TRANSMISSORA, na prestação do serviço, compromete-se a empregar materiais e equipamentos de
qualidade e a manter instalações e métodos operativos adequados, que garantam bons níveis de regularidade, eficiência,
segurança, atualidade, cortesia, modicidade das tarifas, integração social e preservação do meio ambiente, bem como seus
aprimoramentos. Para maior clareza, ficam definidos os termos abaixo:
I - regularidade - caracterizada pela prestação continuada do serviço com estrita observância do disposto nos
PROCEDIMENTOS DE REDE e de não interrupção do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, conforme pactuado neste
CONTRATO e no CPST;
II - eficiência - caracterizada pela consecução e preservação dos parâmetros constantes deste CONTRATO com o mínimo custo
e pelo estrito atendimento ao USUÁRIO do serviço nos prazos previstos na regulamentação específica;
III - segurança - caracterizada pelos mecanismos que a TRANSMISSORA adotar para preservação e guarda das suas
instalações e para proteção do funcionamento dos sistemas operacionais, inclusive contra terceiros;
IV - atualidade - compreende a modernidade das técnicas, do equipamento e das instalações utilizadas e a sua conservação,
bem como a melhoria do serviço;
(grifos desta Superintendência)
ia)
Prazo para regularização: 30 dias
CONSTATAÇÃO (C.4) - Recomposição do Sistema Elétrico
Pontos críticos durante o processo de recomposição
O RAP ONS 3-252/2009 apresentou que durante o processo de recomposição foi identificada
perda de comunicação e de dados para o sistema de supervisão e controle do ONS, com os Agentes
CTEEP (dados e canal “hot-line” com o ONS), CESP (dados), PLENA (dados e canal “hot-line” com o
ONS) e dificuldade de comunicação com a ELETROPAULO, através do canal “hot-line” com o ONS.
23
Por meio da Requisição de Documentos - RD n° 001, de 17 de dezembro de 2009, durante
fiscalização da ANEEL/SFE realizada no ONS, sobre a ocorrência do dia 10 de novembro de 2009, foi
solicitado que fossem relatados todos os problemas observados na comunicação de voz e dados do
sistema de supervisão e controle, com ênfase nas principais indisponibilidades que impactaram no
processo de recomposição para cada um dos agentes envolvidos.
Em atendimento a solicitação da ANEEL/SFE, o ONS encaminhou a CARTA ONS-0023/100/2010,
de 8 de janeiro de 2010, apresentando a seguinte situação para o caso da CTEEP:
“2.4.5 CTEEP
O circuito reserva apresentou falha entre 22h13min e 22h22min e entre 22h37 e
22h47min.
Às 23h40min os circuitos principal e reserva falharam, ocasionando perda da supervisão
de todas as localidades de propriedade da CTEEP. À 01h10min os circuitos retornaram
à operação.
Entre 02h22min e 02h32min, o circuito reserva voltou a falhar.
A perda de supervisão impactou no acompanhamento da recomposição fluente e
posteriormente na coordenação da recomposição coordenada, sendo o processo
acompanhado através de contatos telefônicos nos diferentes estágios das atividades de
recomposição da área.
2.5.3 CTEEP
Entre 23h34min e 01h06min, foram feitas 51 tentativas de ligação através dos 3
“hotlines” da CTEEP, todas sem sucesso.”
(grifos desta Superintendência)
Portanto, de forma inequívoca foi constatado pela fiscalização da ANEEL/SFE que houve falhas na
comunicação da CTEEP com o Centro de Operação Regional Sudeste – COSR-SE do ONS responsável
pela coordenação da recomposição durante o blecaute.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou, com base em informações do ONS, que a dificuldade
natural de se fazer um diagnóstico preciso de uma ocorrência desse porte foi agravada devido aos
problemas de indisponibilidades de Unidades Terminais Remotas – UTR e de canais de
comunicação de dados e de voz entre os centros de operação da CTEEP e do ONS.
Nessa situação surgiram dificuldades para as equipe de tempo real do Centro de Operação
Regional Sudeste – COSR-SE do ONS em diagnosticar o que havia ocorrido e identificar qual a parte do
sistema desligou e a parte que permaneceu ligada.
Diante destas circunstancias, as equipes de tempo real dos centros de operação do ONS e da
CTEEP perderam um tempo significativo na execução das ações necessárias para o restabelecimento do
sistema.
discrepâncias do sistema de supervisão e controle quanto ao estado operativo e das
grandezas elétricas nos equipamentos;
24
várias tentativas de chamadas sem a complementação dos diálogos entre os interlocutores,
ruídos na comunicação durante os diálogos operativos;
NÃO-CONFORMIDADE (N.2)
Foi verificado o descumprimento da alínea “c” do inciso II da Oitava Subcláusula da Cláusula
Quarta do Contrato de Concessão de Transmissão n° 059/2001-ANEEL, de 20 de junho de 2001:
“CLÁUSULA QUARTA - OBRIGAÇÕES E ENCARGOS DA TRANSMISSORA
Será de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE
TRANSMISSÃO, de acordo com regras e critérios estabelecidos pela ANEEL, sendo de sua competência
captar, aplicar e gerir os recursos financeiros necessários à adequada prestação do serviço regulado neste
CONTRATO.
(...)
Oitava Subcláusula – Além de outras obrigações decorrentes da lei e das normas regulamentares
específicas, são, ainda, obrigações e encargos da TRANSMISSORA, inerente a concessão regulada por
este Contrato:
(...)
II - Com a qualidade do serviço concedido:
(...)
c - operar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO de acordo com as instruções dos PROCEDIMENTOS DE
REDE, com as regras vigentes e com as que vierem a ser emanadas da ANEEL ou do ONS, devendo
acatar e aplicar quaisquer novas resoluções, determinações,recomendações e instruções que vierem
disciplinar o SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO”.
(grifos desta Superintendência)
Foi verificado o descumprimento do item 4.1.1.1 (a) do Submódulo 13.2 dos Procedimentos de
Rede, referente ao não atendimento do requisito de disponibilidade do serviço de telecomunicação de
dados e voz provenientes das subestações de CTEEP, destacado a seguir:
“4.1.1.1 Para atender à operação do SIN, o serviço de telecomunicações deve dispor de serviços de
comunicação de voz e de dados, em conformidade com este submódulo e com o Submódulo 25.12. Esses
serviços devem ser oferecidos em três classes, a saber:
(a) Classe A: Deve apresentar disponibilidade total de, pelo menos, 99,98%, apurada mensalmente, cujo
valor de referência é o somatório dos últimos 12 (doze) meses. Isso implica uma indisponibilidade
máxima total, num período de 12 (doze) meses, de 1 (uma) hora e 45 (quarenta e cinco)
minutos.
4.3.3 Os serviços de comunicação de dados dão suporte às atividades de normatização, pré-operação,
operação em tempo real, pós-operação, planejamento e programação da operação, administração de
serviços e encargos da transmissão.
4.3.3.1 Para suporte às atividades da operação em tempo real
(a) Devem ser disponibilizados serviços Classe A, em atendimento ao estabelecido no Submódulo 2.7:
(...)
(ii) entre os centros de operação do ONS e os centros de operação dos agentes de operação com os quais
o ONS se relaciona”.
(grifos desta Superintendência)
25
Prazo para regularização: 30 dias
DETERMINAÇÃO (D.1)
Enviar para a ANEEL relatório contemplando a análise do desempenho de todas as proteções
atuadas no seu sistema durante a ocorrência.
Prazo para cumprimento: 30 dias
VI – CONCLUSÃO
Com a abertura do tronco de transmissão entre Ivaiporã e Itaberá 765 kV, houve o desligamento
da LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, por sobrecarga. Posteriormente o sistema passou a oscilar
levando a perda de sincronismo entre as regiões Sul e Sudeste, provocando o desligamento das
interligações pelas LTs em 230 kV e 138 kV, permanecendo a interligação apenas pela LT 525 kV Londrina
- Assis - Araraquara.
O rápido afundamento do perfil de tensão na área São Paulo, associado à configuração do sistema
de transmissão, fez com que o sistema de 440 kV de São Paulo iniciasse a perda de sincronismo no tempo
da ordem de 1,0 segundo. Essa situação provocou a perda de carga das áreas São Paulo, Rio de Janeiro,
Espírito Santo e Mato Grosso do Sul, levando a um desligamento generalizado de toda a região citada.
De modo geral, foram constatados durante o processo de recomposição do sistema de
transmissão da CTEEP, problemas relacionados com:
discrepâncias do sistema de supervisão e controle quanto ao estado operativo e as grandezas
elétricas nos equipamentos;
demora das equipes locais em preparar as instalações para a recomposição;
ausência de coordenação entre os telecomandos executados nos equipamentos remotamente
pelo COT-CTEEP e os comandos executados pelas equipes das instalações;
vários disjuntores não aceitavam comando por bloqueios ou aceitavam comando de
fechamento e abriam em seguida, sem que fosse identificada a causa do problema;
várias tentativas de chamadas sem a complementação dos diálogos entre os interlocutores,
ruídos na comunicação durante os diálogos operativos;
dificuldade dos operadores do COT–CTEEP em fazer a operação das instalações executar as
ações de coordenação;
desconhecimento de proteções existentes em equipamentos e instalações e sua situação
operativa (bloqueado/ativado).
Foram constatados problemas nos corredores de recomposição da área São Paulo, tais como
demora para o desligamento do lado de alta tensão do TR01 da SE Água Vermelha para o sincronismo de
unidades geradoras nessa UHE, dificuldades para o fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto,
26
dificuldades para o fechamento da LT 440 kV Assis – Sumaré, sucessivos desligamentos de equipamentos
na área de auto restabelecimento associada à UHE Jupiá.
Os problemas constatados acabaram por impactar o tempo para o restabelecimento do sistema,
acarretando desligamentos de cargas já recompostas e demora na realização de manobras necessárias
para fechar o paralelo entre importantes usinas da área São Paulo como Água Vermelha, Ilha Solteira,
Jupiá, Três Irmãos, Porto Primavera, Taquaruçu e Capivara.
Houve demora no processo de recomposição em face da dificuldade por parte do COSR-SE do
ONS na identificação do sistema resultante da perturbação, ocasionado por falhas nas comunicações de
voz e de dados do sistema de supervisão e controle entre a CTEEP e o ONS.
A CTEEP deve ser notificada para tomar conhecimento dos fatos constatados pela fiscalização e
providenciar a regularização das não conformidades verificadas.
VII - EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO
_______________________________________________________
ESILVAN CARDOSO DOS SANTOS
Coordenador
_______________________________________________________
SANDOVAL DE ARAUJO FEITOSA NETO
_______________________________________________________
RENATO ABDALLA AFONSO
_______________________________________________________
THOMPSON SOBREIRA ROLIM JÚNIOR
27