SUMÁRIO
I - OBJETIVOS ................................................................................................................................................... 8
II - METODOLOGIA E ABRANGÊNCIA .................................................................................................................. 8
III - INFORMAÇÕES DA FISCALIZAÇÃO ................................................................................................................ 8
IV - INFORMAÇÕES DO AGENTE......................................................................................................................... 8
1.
C.1 - ASPECTOS TÉCNICOS OPERACIONAIS ....................................................................................................... 9
1.1 BLECAUTE DO DIA 10 DE NOVEMBRO DE 2009 OCORRIDO ÀS 22h13min ..................................................... 9
1.2 ASPECTOS GERAIS DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO ASSOCIADO À UHE ITAIPU ........................................... 10
1.2.1 SISTEMA DE TRANSMISSÃO DE 765 KV ................................................................................................. 11
1.2.2- SISTEMA DE TRANSMISSÃO 600 KV (HVDC) ........................................................................................ 13
1.3 DIRETRIZES PARA A TRANSFERÊNCIA DE ENERGIA ENTRE AS REGIÕES SUL E SUDESTE ............................... 14
1.4 SITUAÇÃO DO SISTEMA INTERLIGADO ÀS 22h12min ANTES DO BLECAUTE ................................................ 14
1.4.1 Geração das principais usinas ............................................................................................................... 14
1.4.2 Principais fluxos..................................................................................................................................... 15
1.4.3 Fluxos em linhas de transmissão e Carregamentos de transformadores ............................................. 15
1.4.4 Montantes de carga .............................................................................................................................. 15
1.4.5 Limites de RSE, FSE e Fba-in .................................................................................................................. 15
1.4.6 Alterações do despacho da UHE Itaipu-60 Hz em face do alerta de tempo severo .............................. 16
Recomendação (R.1) ................................................................................................................................................ 18
2.
C.2 – OPERAÇÃO............................................................................................................................................. 18
2.1 PROPAGAÇÃO DA OCORRÊNCIA ................................................................................................................... 18
2.2 OUTRAS OCORRÊNCIAS NO SISTEMA 765 kV EM JULHO DE 2009................................................................ 20
2.2.1 Ocorrência do dia 4 de julho de 2009 às 18h36min .............................................................................. 20
2.2.2 Ocorrência do dia 22 de julho de 2009 às 23h41min ............................................................................ 20
3.
C.3 – PROTEÇÃO E RELÉS SEMI-ESTÁTICOS .................................................................................................... 23
3.1 ASPECTOS GERAIS - OCORRÊNCIA DO DIA 10 DE NOVEMBRO DE 2009 ....................................................... 23
3.2 OCORRÊNCIA DO DIA 16/09/2003 RAP RE-03-276-2003 ENVOLVENDO AS LT 765 kV ITABERÁ - IVAIPORÃ
C1 E C2 e ITABERÁ -TIJUCO PRETO C1 ................................................................................................................ 23
3.3 OCORRÊNCIA DO DIA 25/01/2004, ENVOLVENDO AS LT 500 kV ANGRA - SÃO JOSÉ e ADRIANÓPOLIS – SÃO
JOSÉ..................................................................................................................................................................... 25
Não-Conformidade (N.1) ......................................................................................................................................... 26
Determinação (D.1) ............................................................................................................................................. 27
4.
C.4 - SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................................................. 27
4.1 FALHAS DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE NO BLECAUTE DE 10 DE NOVEMBRO DE 2009 ........... 27
4.2 SITUAÇÃO DE IMPLANTAÇÃO DO LOTE 4 DO PROJETO SINOCON EM FURNAS ........................................... 29
Não-Conformidade (N.2) ......................................................................................................................................... 32
Determinação (D.2) ............................................................................................................................................. 33
Não-Conformidade (N.3) ......................................................................................................................................... 33
5.
C.5 – DESEMPENHO DAS EQUIPES DE OPERAÇÃO ......................................................................................... 34
5.1 HISTÓRICO DO DESEMPENHO DAS EQUIPES DE OPERAÇÃO ........................................................................ 34
5.2 OCORRÊNCIA DO DIA 15 DE ABRIL DE 2003, REFERÊNCIA RF-FURNAS-04/2003-SFE ................................... 34
5.3 OCORRÊNCIA DO DIA 1º DE JANEIRO DE 2005, REFERÊNCIA RF-FURNAS-01/2005-SFE............................... 35
5.4 OCORRÊNCIA DOS DIAS 26 E 27/9/2007, REFERÊNCIA RF-FURNAS-01/2008-SFE ........................................ 37
1
6.
C.6 – FISCALIZAÇÃO DO PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA APÓS O BLECAUTE ............................ 37
6.1 FISCALIZAÇÃO DOS CENTROS REGIONAIS DE OPERAÇÃO DE FURNAS ......................................................... 37
6.1.1 Centro de Operação Regional Campinas (CTRS.O) ................................................................................ 38
6.1.2 Centro de Operação Regional Rio (CTRR.O) .......................................................................................... 40
6.2 FISCALIZAÇÃO DO PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA APÓS O BLECAUTE ................................... 43
6.2.1 Desligamento da LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória às 22h39min .......................................................... 47
6.2.2 Dificuldades para o controle de tensão na barra de 500 kV da SE Foz do Iguaçu ................................. 47
6.2.3 Fechamento do paralelo na SE Itaberá às 23h04min ............................................................................ 48
6.2.4 Dificuldades para inserção dos reatores no 500 kV da área Rio de Janeiro.......................................... 51
6.2.5 Fechamento indevido do disjuntor na SE Adrianópolis ........................................................................ 51
6.2.6 Dificuldades para o fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto .................................................... 52
6.2.7 Dificuldades para a interligação das Barras A e B de 345 kV da SE Tijuco Preto................................... 53
6.2.8 Explosão do pára-raios de 500 kV da SE Tijuco Preto ........................................................................... 53
6.2.9 Sobrecarga na LT 500 kV Campinas - Cachoeira Paulista ...................................................................... 54
Recomendação (R.2) ................................................................................................................................................ 54
Não-Conformidade (N.4) ......................................................................................................................................... 54
Não-Conformidade (N.5) ......................................................................................................................................... 55
Determinação (D.3) ............................................................................................................................................. 55
Não-Conformidade (N.6) ......................................................................................................................................... 55
7.
C.7 – PÁRA-RAIOS SUBESTAÇÕES DE FURNAS ................................................................................................ 56
7.1 Subestação Itaberá ....................................................................................................................................... 56
7.2 SE Ivaiporã..................................................................................................................................................... 79
7.3 SE Foz do Iguaçu............................................................................................................................................ 81
Não-Conformidade (N.7) ......................................................................................................................................... 87
Determinação (D.4) ............................................................................................................................................. 87
Determinação (D.5) ............................................................................................................................................. 87
8.
C.8 - ÁREA DE MANUTENÇÃO DE SUBESTAÇÕES ........................................................................................... 87
8.1 SE ITABERÁ .................................................................................................................................................... 87
8.1.1 Gestão do processo de manutenção..................................................................................................... 88
8.1.1.1 Manutenção Preventiva ................................................................................................................ 88
8.1.1.2 Manutenção Corretiva .................................................................................................................. 91
8.1.2 Grupo Moto Gerador ............................................................................................................................ 98
8.2 SE IVAIPORÃ .................................................................................................................................................. 99
8.3 SE FOZ DO IGUAÇU ..................................................................................................................................... 109
8.3.1 Diagrama unifilar ................................................................................................................................. 110
8.4 DOS ISOLADORES DE PEDESTAL .................................................................................................................. 110
8.5 POLUIÇÃO NAS CADEIAS DE ISOLADORES ............................................................................................... 113
8.6 REDUÇÕES DOS LIMITES DE TRANSMISSÃO DE 765 kV IMPLANTADAS PELO ONS .................................... 114
Não-Conformidade (N.8) ....................................................................................................................................... 116
Não-Conformidade (N.9) ....................................................................................................................................... 116
Determinação (D.6) ........................................................................................................................................... 116
Não-Conformidade (N.10) ..................................................................................................................................... 117
Não-Conformidade (N. 11)..................................................................................................................................... 117
VI – CONCLUSÃO .......................................................................................................................................... 118
VII - EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO ...................................................................................................................... 120
2
LISTA DAS TABELAS
Tabela 1 - Limites de RSE, FSE e Fba-in ( Fonte: RAP ONS-RE-3-252/2009) ............................................................ 16
Tabela 2 – Degravação dos registros telefônicos ( Fonte: Sistema de gravação de voz de Furnas) ........................ 51
Tabela 3 - Pára-raios indicados como defeituosos substituídos na SE Itaberá ...................................................... 76
Tabela 4 - Pára-raios classificados por subestação (Fonte: Relatório CEPEL DIE 30.846/06 - Proposta
DIE 30.366/03 – Rev. 01) ......................................................................................................................................... 77
Tabela 5 - Novos limites estabelecidos pela MOP/CNOS 179/2009 ..................................................................... 114
Tabela 6 - Novos limites pela MOP/CNOS 188/2009 ............................................................................................. 115
Tabela 7 - Novos limites pela MOP/CNOS 190/2009 ............................................................................................ 115
3
LISTA DAS FIGURAS
Figura 1 - Tempos da incidência e eliminação dos defeitos ( Fonte: RAP ONS-RE-3-252/2009) .............................. 10
Figura 2 - Sistema de transmissão 765 kV e interligação Sul - Sudeste ................................................................... 12
Figura 3 - Sistema de Geração em 50 Hz e transmissão 600 kV em Corrente Contínua .......................................... 14
Figura 4 –Alterações do despacho da UHE Itaipu-60 Hz no dia 10/11/2009 ........................................................... 17
Figura 5 - Sistema de monitoramento da quantidade de chuvas na SE Itaberá (mm/dia) ..................................... 17
Figura 6 - Instrumentos utilizados para medição da quantidade de chuva na SE Itaberá....................................... 18
Figura 8 - Testes de aceitação em campo (entrada em operação) (Fonte: RF-ONS-08/2009-SFE).......................... 30
Figura 9 - Cronograma de implantação do Lote 4 do Projeto SINOCON (Fonte: RF-ONS-08/2009-SFE) ................. 32
Figura 7 - Entrega de equipamentos (Fonte: RF-ONS-08/2009-SFE) ....................................................................... 30
Figura 10- Hierarquia entre os Centros de Operação de Furnas e do ONS ............................................................. 38
Figura 11 - Rede de Transmissão Operada pelo CTRS.O .......................................................................................... 39
Figura 12 - Relacionamento do CTRS.O com outros Agentes.................................................................................. 39
Figura 13 - Sala de treinamento do CTRS.O ............................................................................................................. 40
Figura 14 - Sala de treinamento do CTRS.O ............................................................................................................. 40
Figura 15 - Rede de Transmissão Operada pelo CTRR.O......................................................................................... 41
Figura 16 - Sala de operação do CTRR.O em reforma.............................................................................................. 41
Figura 17 - Sala de operação do CTRR.O em reforma.............................................................................................. 41
Figura 18 - Sala de operação provisória do CTRR.O................................................................................................. 42
Figura 19 - Sala de operação provisória do CTRR.O................................................................................................. 42
Figura 20 - Chegada das duas fontes de alimentação CA no prédio do CTRR.O ...................................................... 43
Figura 21 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área Rio de Janeiro ............................................................ 44
Figura 22 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área 345 kV de São Paulo .................................................. 45
Figura 23 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área 230 kV Sul de São Paulo............................................. 46
Figura 24 - Detalhe da descarga na estrutura de sustentação do isolador ............................................................ 57
Figura 25 - Detalhe da Descarga na coluna do isolador e cabo de aterramento.................................................... 57
Figura 26 - Detalhe da Descarga na cabo de aterramento do isolador .................................................................. 58
Figura 27 - Detalhe das descargas elétricas na coluna isolante do filtro de onda................................................... 58
Figura 28 - Detalhe da Descarga na coluna do isolador. ........................................................................................ 59
Figura 29 -Localização das descargas atmosféricas ................................................................................................ 59
Figura 30 - Proteção de transformador: (a) representação simbólica, (b) Diagrama elétrico adaptado de
(PEREIRA, 1985) ....................................................................................................................................................... 60
Figura 31 - Monitoramento do pára-raios fase A do RE da LT Itaberá – Ivaiporã 1 ................................................ 62
Figura 32 - Monitoramento do pára-raios fase B do RE da LT Itaberá – Ivaiporã 1 .............................................. 62
Figura 33 - Pára-raios da fase reserva do reator da LT Itaberá - Ivaiporã 1 ............................................................ 63
4
Figura 34 - Pára-Raios da fase B do Reator da LT Ivaiporã - Itaberá 2. .................................................................. 64
Figura 35 - Pára-raios da fase C do Reator da LT Ivaiporã-Itaberá 2 ...................................................................... 65
Figura 36 - Pára-raios (novo) da fase A da LT Ivaiporã - Itaberá 3 .......................................................................... 66
Figura 37 - Sistema de monitoramento do pára-raios da fase C da LT Ivaiporã - Itaberá 3 .................................... 66
Figura 38 - pára-raios da fase B do Banco de Capacitor Série - da LT Itaberá-Tijuco Preto 3 ................................ 67
Figura 39 - Pára-raios da fase A do Banco de Capacitor Série da LT Itaberá - Tijuco Preto 3 .................................. 68
Figura 40 - Pára-raios da fase C da barra B da SE Itaberá. ...................................................................................... 69
Figura 41 -Sistema de monitoramento da coluna 3 do pára-raios da fase C da barra B da SE Itaberá................... 69
Figura 42 - Pára-raios da fase B da barra B da SE Itaberá. ...................................................................................... 70
Figura 43 - Sistema de monitoramento da coluna 3 do pára-raios da fase B da barra B da SE Itaberá.................. 70
Figura 44 - Pára-raios da fase A da barra B da SE Itaberá....................................................................................... 71
Figura 45 -Sistema de monitoramento da coluna 3 do Pára raios da fase A da barra B da SE Itaberá................... 71
Figura 46 - Conexão do sistema de monitoramento do pára raios da fase C da LT Itaberá - Tijuco Preto 2 ........... 72
Figura 47 - Pára-raios antigos retirados da SE Itaberá ............................................................................................ 72
Figura 48 - Pára-raios antigos retirados da SE Itaberá ........................................................................................... 73
Figura 49 - Placa de identificação dos pára-raios antigos retirados da SE Itaberá ................................................. 73
Figura 50 - Pára-raios novos aguardando instalação na SE Itaberá. ...................................................................... 74
Figura 51 - Placa de identificação dos pára-raios novos que serão instalados na SE Itaberá ................................ 74
Figura 52 - Imagem digitalizada Carta DRQ.O ( DAT.O.I.097.2007), de 4/5/2007, (grifos da SFE) ........................ 75
Figura 53 - Representação gráfica do resultado do Estudo de Diagnóstico dos ..................................................... 78
Figura 54 - Representação gráfica do resultado do Estudo de Diagnóstico dos ..................................................... 78
Figura 55 - Pára-raios do banco de reatores da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C3, com elevado grau de
corrosão ................................................................................................................................................................... 79
Figura 56 - Pára-raios do banco de capacitores série da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã, com elevado grau de
corrosão ................................................................................................................................................................... 80
Figura 57 - Pára-raios do banco de reatores da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C2 ........................................ 81
Figura 58 -Ferrugem no pára-raios da fase A da LT 500 kV Itaipu 60 Hz - Foz do Iguaçu C2. ................................. 81
Figura 59 - Detalhe do contador de operações do pára-raios fase A da LT 500 kV Itaipu 60 Hz - Foz do Iguaçu C2.
................................................................................................................................................................................. 82
Figura 60 – Pára-raios do autotransformador AT01 fase B lado de 765 kV. ........................................................... 82
Figura 61 - Ferrugem no pára-raios da fase reserva do reator da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C3 ............. 83
Figura 62 - Contador de operações do pára-raios da fase reserva ......................................................................... 83
Figura 63 - Pára-raios da fase C do reator 2 da LT765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã .............................................. 84
Figura 64 - Detalhe do contador de operações do pára-raios da fase C do reator 2 da LT Foz - Ivaiporã ............... 84
Figura 65 - Pára-raios da fase A do reator 2 da LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã .............................................. 84
Figura 66 - Detalhe do contador de operações do pára-raios da fase A do reator 2 da LT 765 kV Foz do Iguaçu Ivaiporã .................................................................................................................................................................... 84
5
Figura 67 - Pára-raios da fase C do reator da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C1. ........................................... 85
Figura 68 - Detalhe do contador de operações do pára-raios da fase C do reator da LT 765 kV Foz do Iguaçu –
Ivaiporã C1 ............................................................................................................................................................... 85
Figura 69 - Pára-raios 500 kV 50Hz fase A do transformador do serviço auxiliar. .................................................. 85
Figura 70 – Pára-raios 500 kV 50Hz fase A do transformador do serviço auxiliar. ................................................. 86
Figura 71 - Organograma de pessoal da SE Itaberá ............................................................................................... 88
Figura 72 - Execução do programa de manutenção preventiva do ano de 2009 .................................................... 89
Figura 73 - Execução do programa de manutenção .............................................................................................. 90
Figura 74 - Programa de manutenção .................................................................................................................... 90
Figura 75 - Programa de manutenção preventiva - reatores .................................................................................. 90
Figura 76 - Programa de manutenção preventiva - barras ..................................................................................... 90
Figura 77 - Vazamento de óleo na fase B do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 1 ............................................. 91
Figura 78 - Vazamento de óleo na fase C do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 1 ............................................. 92
Figura 79 - Vazamento de óleo na fase C do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 1 ............................................ 92
Figura 80 - Vazamento de óleo na fase A do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 3 ............................................ 93
Figura 81 - Vazamento de óleo na fase C do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 3 ............................................. 93
Figura 82 - Vazamento de óleo na fase B do reator de barra RT01. ........................................................................ 94
Figura 83 - Visão lateral do vazamento na fase B do reator de barra RT01. .......................................................... 94
Figura 84 - Vazamento no relé de gás e válvula de conexão do tanque de expansão............................................. 95
Figura 85 - Vazamento de óleo pelos pontos dos sensores de temperatura. .......................................................... 95
Figura 86 - Baixo nível de óleo do tanque de expansão da fase C ........................................................................... 96
Figura 87 - Concentração de ferrugem na base da coluna inferior da fase A.......................................................... 96
Figura 88 - Concentração de ferrugem na fase B do disjuntor ............................................................................... 97
Figura 89 - Concentração de ferrugem na fase C do disjuntor ............................................................................... 97
Figura 90 - Novo Grupo gerador de emergência da SE Itaberá .............................................................................. 98
Figura 91 - Cubículo da chave seccionadora 12930R sem vedação ......................................................................... 99
Figura 92 - Chave seccionadora 12.841 com sinais de corrosão e/ou sujeira em sua estrutura ........................... 100
Figura 93 - Chave Seccionadora 12.611 com sinais de corrosão .......................................................................... 101
Figura 94 - Corrosão da chave seccionadora 12613, fase B .................................................................................. 102
Figura 95 - Chave seccionadora 12620R fase A com sinais de corrosão................................................................ 103
Figura 96 - Chave seccionadora 12.621 com sinais de corrosão............................................................................ 104
Figura 97 - Cubículo da chave seccionadora 12.621 sem vedações nos dutos de passagem dos cabos ............... 104
Figura 98 Chave seccionadora 12625, fase A, com sinais de corrosão. ................................................................ 105
Figura 99 - Chave seccionadora 12625, fase B, com sinais de corrosão. ............................................................... 105
Figura 100 - Chave seccionadora 12843, fase C, com sinais de corrosão ............................................................. 106
Figura 101 -Chave seccionadora 12923 com sinais de corrosão ........................................................................... 106
6
Figura 102 - Chave seccionadora 12935 e cadeia de isoladores com sinais de corrosão ..................................... 107
Figura 103 - Reator reserva da LT 756 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã ...................................................................... 108
Figura 104 - Presença de insetos Reator reserva da LT 756 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã fase A ........................... 108
Figura 105 - Vazamento de óleo no radiador da fase B do autotransformador AT02........................................... 109
Figura 106 - Marcas de corrosão nas bases dos isoladores de pedestal da SE Itaberá ......................................... 111
Figura 107 – Marcas de corrosão e de descarga elétrica em base de isolador de pedestal da SE Itaberá ............ 111
Figura 108 - Isolador com marcas de descarga elétrica na SE Itaberá .................................................................. 112
Figura 109 - Isolador com marcas de poluição na SE Itaberá ............................................................................... 113
Figura 110 - Chave seccionadora SC-12.617 fase B da LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã C1 ............................. 113
7
RELATÓRIO DE FISCALIZAÇÃO
RF-FURNAS-01/2010-SFE
I - OBJETIVOS
Verificar as causas e conseqüências da ocorrência do dia 10 de novembro de 2009, com início às
22h13min que acarretou o desligamento de parte do sistema elétrico das regiões Sul e Sudeste, com a
interrupção de 24.436 MW no Sistema Interligado Nacional – SIN, distribuídas ao longo de dezoito estados.
Processo ANEEL n° 48500.006877/2009-46.
II - METODOLOGIA E ABRANGÊNCIA
A Fiscalização da ANEEL/SFE constou de análise da documentação e visitas às instalações de
Furnas, envolvendo subestações de Foz do Iguaçu, Ivaiporã e Itaberá e dos centros de operação regionais
de Campinas e de Jacarepaguá.
Reunião e entrevistas com técnicos de Furnas.
Análise de Relatórios de Fiscalização da ANEEL/SFE.
Reuniões para elaboração do Relatório de Análise de Perturbação – RAP/ONS.
Análise do Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS-RE-3-252/2009.
Análise de Relatórios de Análise de Perturbação – RAP/ONS anteriores.
Análise do Relatório de Fiscalização do Lote 4 do projeto SINOCON.
Análise de informações coletadas em campo pela fiscalização da ANEEL/SFE.
Análise de informações complementares encaminhadas pelo Operador Nacional do Sistema
Elétrico – ONS e por Furnas, em atendimento a solicitação da fiscalização da ANEEL/SFE.
III - INFORMAÇÕES DA FISCALIZAÇÃO
A fiscalização foi realizada no período de 17/11/2009 a 15/12/2009 pela seguinte equipe técnica da
ANEEL/SFE:
- MÁRCIO MENDONÇA NOGUEIRA DA GAMA – Coordenador
- ESILVAN CARDOSO DOS SANTOS
- SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
- RENATO ABDALLA AFONSO
- THOMPSOM SOBREIRA ROLIM JUNIOR
- VINICIUS LOPES CAMPOS
- IVO SILVEIRA DOS SANTOS FILHO
IV - INFORMAÇÕES DO AGENTE
Empresa:
Furnas Centrais Elétricas S/A. - FURNAS
Endereço:
Rua Real Grandeza, 219 Bloco A, Rio de Janeiro /RJ, CEP: 22.283 - 900
Telefone:
(21) 2528-3112
8
V – CONSTATAÇÕES
1. C.1 - ASPECTOS TÉCNICOS OPERACIONAIS
1.1 BLECAUTE DO DIA 10 DE NOVEMBRO DE 2009 OCORRIDO 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 provocando 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 acarretaram uma interrupção total
de 24.436 MW (40%) de cargas do SIN, distribuída da seguinte forma:
Região Sudeste: 22.468 MW
Região Centro-Oeste: 867 MW
Região Sul: 104 MW
Região Nordeste: 802 MW
Região Norte (Estados do Acre e Rondônia): 195 MW
A perturbação teve início às 22h13min (horário brasileiro de verão) com uma falta monofásica
(incidência de um curto-circuito - flashover), envolvendo a fase B (branca) e a terra, na linha de
transmissão 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1, localizado no isolador de pedestal do filtro de ondas do terminal
da SE Itaberá, segundo relatos da empresa: “durante condições climáticas adversas”.
Antes da eliminação do defeito acima, cerca de 13,5 milissegundos após, ocorreu um novo curtocircuito monofásico envolvendo a fase A (vermelha) da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C2.
Na seqüência, antes da eliminação dos defeitos nos circuitos 1 e 2, houve novo defeito cerca de
3,5 milissegundos depois, envolvendo a fase C (Azul), localizado na Barra A de 765 kV da SE Itaberá.
A falha da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1 foi eliminada pelas atuações das proteções principal e
alternada de distância, baseadas no princípio de ondas trafegantes (RALZA-ABB), em 48 milissegundos,
em ambos os terminais da linha.
A falha na LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C2 foi eliminada em 48,8 milissegundos, pelas atuações
das proteções principal e alternada de sobrecorrente direcional para faltas desbalanceadas (MOD III-GE),
unidades de subalcance em Itaberá e de sobrealcance, associados aos esquemas de teleproteção, no
terminal de Ivaiporã.
A falha na Barra A – 765 kV, da SE Itaberá, foi eliminada pela atuação da proteção Diferencial de
Barra local (7SS52-SIEMENS), em 41,9 milissegundos.
Decorridos 42,2 milissegundos da eliminação da última falta, houve a atuação da proteção de
sobrecorrente instantânea residual do Reator “shunt” da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3, em Ivaiporã,
9
acarretando o desligamento desta
des a LT, interrompendo totalmente a conexão entre as subestações Itaberá e
Ivaiporã.
A figura 1 a seguir ilustra os tempos das incidências dos defeitos e da sua eliminação pelas
proteções associadas.
Figura 1 - Tempos
empos da incidência e eliminação dos defeitos ( Fonte: RAP ONS-RE-3-252/2009)
ONS
1.2 ASPECTOS GERAIS DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO ASSOCIADO À UHE ITAIPU
O mercado de energia elétrica brasileiro atendido pelo Sistema Interligado Nacional (SIN) tem a
sua matriz energética constituída por cerca de 85% de energia proveniente de usinas hidrelétricas. Na
composição desta matriz a usina hidrelétrica de Itaipu bi
binacional,
nacional, construída por meio de um consórcio
binacional formado pelo Brasil e pelo Paraguai e representa cerca de 25 % do total, caracterizando ainda
uma grande dependência elétrica e energética do SIN em relação à geração da UHE Itaipu e ao sistema
associado.
A usina hidrelétrica de Itaipu binacional é constituída por 20 (vinte) unidades geradoras,
geradoras sendo 10
(dez) unidades na freqüência de 60 Hz com potencia nominal de 737 MW cada, e 10 (dez) unidades na
freqüência de 50 Hz com potência nominal de 823,6 MVA
MVA cada, totalizando 15.606 MW de capacidade de
geração instalada, que se conectam a SE Foz do Iguaçu, de propriedade da concessionária de geração e
transmissão Furnas Centrais Elétricas S.A por meio de 8 (oito) linhas de transmissão, 4 (quatro) em 500 kV
– 50 Hz e 4 (quatro) em 500 kV – 60 Hz.
10
1.2.1 SISTEMA DE TRANSMISSÃO DE 765 KV
O sistema de transmissão de 765 kV tem início na SE Foz do Iguaçu, que eleva a tensão de 500
kV para a tensão de transmissão em 765 kV, por meio de 4 (quatro) bancos de autotransformadores de
765/550/69 kV - 1650 MVA cada.
A partir da SE Foz do Iguaçu a energia produzida pela UHE Itaipu-60 Hz é transmitida para o SIN
através de 3 (três) circuitos em 765 kV entre as subestações Foz do Iguaçu, Ivaiporã, Itaberá e Tijuco
Preto, todas as SEs com arranjo de barramentos na configuração disjuntor e meio e sistema de
compensação composto por bancos de capacitores série e reatores de linha.
Os bancos de capacitores série estão instalados nas linhas de transmissão 765 kV Foz do Iguaçu
– Ivaiporã (na SE Ivaiporã), Ivaiporã – Itaberá (na SE Ivaiporã) e Itaberá – Tijuco Preto (na SE Itaberá). Há
ainda compensação nas LT por meio de bancos de reatores fixos instalados em todos os terminais das LT
ao longo do sistema de transmissão em 765 kV, com exceção da LT Itaberá - Tijuco Preto no terminal da
SE Itaberá.
O sistema de compensação de reativos também compreende a instalação de 2 (dois) bancos de
reatores nas barras de 765 kV, 330 MVAr, manobráveis nas SE Ivaiporã e Itaberá, além de 6 (seis) bancos
de reatores manobráveis de 180 MVAr nos terciários de 69 kV dos autotransformadores AT01 e AT02 de
765/500/69 kV na SE Ivaiporã e 3 (três) no terciário de 69 kV do AT03 de 765/500/69 kV na SE Tijuco
Preto e um compensador síncrono de (-200/330 MVAr) instalado no terciário do AT04 de 765/345 kV da SE
Tijuco Preto.
O sistema de transmissão em 765 kV se conecta ao SIN por meio de 3 (três) bancos de
autotransformadores 765/500 kV – 1650 MVA, cada, na SE Ivaiporã, 3 (três) bancos de
autotransformadores 765/500 kV – 1650 MVA, cada e 3 (três) bancos de Autotransformadores 765/345 kV
– 1500 MVA, cada na SE Tijuco Preto, onde também já se encontra autorizada a instalação do quarto
banco de transformadores de 765/345 kV – 1500 MVA.
A SE Tijuco Preto conecta-se ao sistema de transmissão dos principais centros de carga da região
sudeste (áreas São Paulo e Rio de Janeiro) por meio de 10 (dez) linhas de transmissão em 345 kV e 3
(três) em 500 kV, distribuídas da seguinte forma:
•
•
•
•
•
•
3 (três) linhas de transmissão 345 kV para a SE Baixada Santista da CTEEP;
3 (três) linhas de transmissão 345 kV para a SE Leste da CTEEP;
2 (duas) linhas de transmissão 345 kV para a SE Itapeti da CTEEP;
2 (duas) linhas de transmissão 345 kV para a SE Ibiuna de Furnas;
2 (duas) linhas de transmissão 500 kV para a SE Cachoeira Paulista de Furnas;
1 (uma) linha de transmissão 500 kV para a SE Taubaté da CTEEP.
Há ainda outra importante interligação do sistema 765 kV com o sistema de transmissão da região
Sul do país, pela interligação da SE Ivaiporã (Furnas) com a SE Ivaiporã (Eletrosul) por meio de 3 (três)
linhas de transmissão em 500 kV.
11
A configuração completa do sistema de transmissão de 765 kV e da interligação Sul Sudeste pode
ser visualizada por meio do diagrama resumido a seguir:
Figura 2 - Sistema de transmissão 765 kV e interligação Sul - Sudeste
Com base na figura 2, são apresentadas as definições dos Principais Fluxos que serão importantes
para a compreensão da ocorrência:
FIPU – Somatório do fluxo das LTs 500 kV Itaipu (60 Hz) - Foz do Iguaçu, chegando em Foz do
Iguaçu, medido em Foz do Iguaçu. Este fluxo é semelhante à geração da UHE Itaipu 60 Hz.
FSE – Fluxo para o Sudeste - é o somatório dos fluxos (em MW) nas linhas de transmissão 765 kV
Ivaiporã - Itaberá circuitos 1, 2 e 3 que partem da SE Ivaiporã para SE Itaberá, medido na SE Ivaiporã.
RSE – Recebimento pelo sistema Sudeste é o somatório dos fluxos (em MW) nos seguintes
elementos:
LT 765 kV Ivaiporã (*) / Itaberá (3 circuitos);
LT 230 kV Assis (*) / Londrina (ELETROSUL);
LT 230 kV Assis (*) / Londrina (COPEL);
LT 230 kV Chavantes (*) / Figueira;
LT 230 kV Dourados (*) / Guaíra;
LT 138 kV Rosana (*) / Loanda;
LT 88 kV Salto Grande (*) / Andirá circuitos 1 e 2;
LT 500 kV Ibiúna (*) / Bateias circuitos 1 e 2 e
LT 525 kV Londrina / Assis (*).
(*) - Ponto de medição
RSUL – Recebimento pelo sistema Sul é o somatório dos fluxos (em MW) nos seguintes
elementos:
Transformação 765 (*) / 525 kV da SE Ivaiporã;
12
LT 230 kV Assis (*) / Londrina (ELETROSUL);
LT 230 kV Assis (*) / Londrina (COPEL);
LT 230 kV Chavantes (*) / Figueira;
LT 230 kV Dourados (*) / Guaíra;
LT 138 kV Rosana (*) / Loanda;
LT 88 kV Salto Grande (*) / Andirá circuitos 1 e 2;
LT 500 kV Ibiúna (*) / Bateias circuitos 1 e 2 e
LT 525 kV Londrina / Assis (*).
(*) - Ponto de medição
FSUL – Fornecimento do Sul para o Sudeste - Recebimento pelo Sul com valor negativo, significa
que o Sistema da região Sul está fornecendo energia para o Sistema da região Sudeste.
Fba-in – é o fluxo de potência ativa nas LT 500 kV Ibiúna / Bateias circuitos 1 e 2, no sentido da
SE Bateias para SE Ibiúna, medido na SE Bateias
Fin-ba – é o fluxo de potência ativa nas LT 500 kV Ibiúna / Bateias circuitos 1 e 2, no sentido da
SE Ibiúna para SE Bateias, medido na SE Ibiúna
1.2.2- SISTEMA DE TRANSMISSÃO 600 KV (HVDC)
A conexão do sistema de geração de Itaipu 50 Hz ao sistema de Furnas ocorre no barramento de
500 kV da SE Foz do Iguaçu por meio de 4 (quatro) linhas de transmissão em 500 kV, 2 (duas) delas
diretamente para Foz do Iguaçu 50 Hz e duas outras, que passam antes pela SE Margem Direita, do lado
paraguaio, onde é feita a conexão com o sistema elétrico daquele país, conforme o diagrama da figura 3.
Na SE Foz do Iguaçu-50 Hz a energia proveniente da UHE Itaipu-50 Hz passa pela estação
conversora de Foz do Iguaçu de onde partem 2 (duas) linhas de transmissão em 600 kV em corrente
continua que interligam os dois bipolos desta estação à estação inversora de Ibiuna no estado de São
Paulo.
A estação inversora de Ibiuna conecta-se ao barramento de 500 kV da SE por meio de 2 (dois)
bancos de transformadores 345/500 kV – 1000 MVA cada.
A SE Ibiúna conecta-se ao sistema de transmissão do principal centro de carga da região Sudeste
(área São Paulo e região Sul) por meio de 6 (seis) linhas de transmissão em 345 kV e de 3 (três) linhas de
transmissão em 500 kV, discriminadas a seguir:
•
•
•
•
•
2 (duas) linhas de transmissão 345 kV para a SE Interlagos da CTEEP;
2 (duas) linhas de transmissão 345 kV para a SE Guarulhos de Furnas;
2 (duas) linhas de transmissão 345 kV para a SE Tijuco Preto de Furnas;
2 (duas) linhas de transmissão 500 kV para a SE Bateias da Copel;
1 (uma) linha de transmissão 500 kV para a SE Campinas de Furnas.
A configuração completa do sistema de transmissão 600 kV, em corrente contínua pode ser
13
visualizada através do diagrama resumido da figura 3:
Figura 3 - Sistema de Geração em 50 Hz e transmissão 600 kV em Corrente Contínua
1.3 DIRETRIZES PARA A TRANSFERÊNCIA DE ENERGIA ENTRE AS REGIÕES SUL E
SUDESTE
Conforme consta no Programa Mensal de Operação – PMO - Metas e Diretrizes para a Semana
Operativa de 07/11/2009 a 13/11/2009:
“a geração da UHE Itaipu e das usinas localizadas principalmente nas bacias dos rios
Iguaçu, Uruguai e Jacuí, será dimensionada de modo a minimizar o risco e/ou evitar a
ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus
reservatórios, sendo estas disponibilidades energéticas transferidas para as regiões
SE/CO, respeitando-se as restrições elétricas e operativas das usinas, bem como os
limites do sistema de transmissão”.
1.4 SITUAÇÃO DO SISTEMA INTERLIGADO ÀS 22h12min ANTES DO BLECAUTE
No momento anterior à perturbação, às 22h12min, o SIN compreendendo as interligações
regionais e o tronco de 765 kV estava operando dentro de critérios que poderiam vir a suportar
contingências duplas. A área afetada do SIN encontrava-se nas seguintes condições de operação:
1.4.1 Geração das principais usinas
Geração da UHE Itaipu - 60 Hz:
5564 MW;
Geração da UHE Itaipu - 50 Hz:
5329 MW (Elo-CC para o Brasil);
Geração da UTN Angra I:
553 MW;
Geração da UTN Angra II:
1084 MW;
Geração das usinas do rio Paranaíba:
3071 MW;
Geração associada ao 440 kV (UHEs Água Vermelha, Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá 440 kV,
14
Taquaruçu, Porto Primavera e Capivara) + Geração da UHE Marimbondo + Fluxo nos 2 TR
500/440 kV da SE Água Vermelha:
7301 MW.
1.4.2 Principais fluxos
Fluxo para o Sudeste (FSE)
Fluxo no ELO CC
Fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/Foz do Iguaçu(*) (FIPU)
Recebimento pelo Sistema Sudeste (RSE)
Recebimento pelo Sistema Sul (RSUL)
Fluxo nas LT 500 kV Ibiúna / Bateias(*) C1 e C2 (Fba-in)
Fluxo para o Rio de Janeiro (FRJ)
Fluxo para a Região Central de Minas Gerais (FMG)
Fluxo na interligação Norte/Sudeste (FNS)
Fluxo na interligação Sudeste/Nordeste (FSENE)
Fluxo na interligação Norte/Nordeste (FNE)
Fluxo Serra da Mesa (FSM)
Fluxo na LT 525 kV Assis – Londrina
Carga da ANDE:
6.546 MW
5.329 MW
5.492 MW
8.512 MW
2.950 MW
1.285 MW
5.875 MW
4.329 MW
1.287 MW
394 MW
294 MW
222 MW
662 MW
980 MW
1.4.3 Fluxos em linhas de transmissão e Carregamentos de transformadores
LT 500 kV Itaipu* / Foz do Iguaçu (C1, C2, C3 e C4)
LT 765 kV Foz do Iguaçu* / Ivaiporã (C1, C2 e C3)
LT 765 kV Ivaiporã* / Itaberá (C1, C2 e C3)
Transformação 765*/512/69 kV da SE Ivaiporã (FUR) (AT1, AT2 e AT3)
Compensadores síncronos da SE Ibiúna (CS2, CS3 e CS4)
Compensador síncrono 1 da SE Grajaú
5492 MW
5466 MW
6545 MW
-1063 MW
- 237 MVAr
88 MVAr
1.4.4 Montantes de carga
Região Sudeste
Região Sul
Região Centro-Oeste
Região Norte
Nordeste
SIN
34.426 MW
9.656 MW
3.221 MW
2.901 MW
10.571 MW
60.775 MW
1.4.5 Limites de RSE, FSE e Fba-in
Limites vigentes para o horário do início do blecaute (carga pesada), conforme a Instrução de
Operação - OPERAÇÃO NORMAL DA INTERLIGAÇÃO SUL/ SUDESTE - IO–ON.SSE – Revisão n° 35 de
30/10/2009, integrante do Submódulo 10.21 dos Procedimentos de Rede:
15
CARGA PESADA
Tensão 500 kV em Itaipu 60 Hz
500 < V ≤ 510
510 < V ≤ 515
515 < V ≤ 520
520 < V ≤ 525
N° UG
Geração
Itaipu 60 Hz
9
5500 <G ≤ 5800
9
4500 <G ≤ 5500 8800 6580 1600 8800 6580 1600 9000 6700 1600 9000 6700 1600
9
RSE FSE Fba-in RSE FSE Fba-in RSE FSE Fba-in RSE FSE Fba-in
(*)
(*)
(*)
8900 6700 1480 9000 6750 1500 9000 6750 1500
Gmin <G ≤ 4500 9000 6500 1750 9000 6500 1750 9000 6500 1750 9000 6500 1750
Tabela 1 - Limites de RSE, FSE e Fba-in ( Fonte: RAP ONS-RE-3-252/2009)
Como se pode observar, o ONS não estava adotando nenhuma medida adicional de segurança
para a operação do sistema, em face de eventuais sinalizações de tempo severo. Pelas informações
apresentadas pelo próprio ONS, pode se verificar que a geração da UHE Itaipu-60 Hz, foi reduzida no
período aproximado de 14h00 às 19h00, em face do alerta de tempo severo para a região da LT 765 kV
Foz do Iguaçu/Ivaiporã.
Por volta de 19h00, em função da melhora geral das condições do tempo, o ONS decidiu elevar a
geração da UHE Itaipu-60 Hz, para atendimento à ponta de carga do SIN, ficando acima do valor
programado até o momento ocorrência.
1.4.6 Alterações do despacho da UHE Itaipu-60 Hz em face do alerta de tempo severo
Estas informações demonstram que, de acordo com a diretriz energética constante do PMO
vigente no dia do blecaute, o ONS vinha despachando a UHE Itaipu e as usinas da região Sul em seus
valores máximos, maximizando conseqüentemente o recebimento de energia pela região Sudeste (RSE) e
o fluxo nas LT 765 kV Ivaiporã/Itaberá (FSE).
Para possibilitar esta operação, conforme consta no Relatório de Análise de Perturbação – RAP
ONS-RE-3-252/2009, de 14 de dezembro de 2009, o Controle Automático de Geração - CAG do COSRS/ONS estava desligado no momento do blecaute, em face das usinas da região Sul estarem operando
sem margem de regulação da freqüência, para possibilitar a maximização de sua geração.
16
Figura 4 –Alterações do despacho da UHE Itaipu-60 Hz no dia 10/11/2009
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que há um sistema rudimentar de monitoramento de
precipitações pluviométricas na SE Itaberá. As Figuras 5 e 6 mostram este sistema.
Figura 5 - Sistema de monitoramento da quantidade de chuvas na SE Itaberá (mm/dia)
17
Figura 6 - Instrumentos utilizados para medição da quantidade de chuva na SE Itaberá
A chuva é capturada em um recipiente de vidro com um funil acoplado na parte superior e a coleta
dos dados pluviométricos é feita diariamente pela manhã, de forma manual. De acordo com Furnas no dia
10 de novembro de 2009 o registro observado foi de 0,3 mm e no dia 11 de novembro de 2009 de 36,3
mm. Portanto, pelas informações de Furnas, o valor acumulado de 36,3 mm de chuva refere-se ao período
de 24 horas compreendido entre a manhã do dia 10 e a manhã do dia 11 de novembro de 2009.
Recomendação (R.1)
Recomenda-se a Furnas a instalação de estações pluviométricas que possam aferir precisamente
(equipadas com pluviógrafos e recursos de telemetria) os índices pluviométricos nas subestações de 765,
500 e 345 kV, prioritariamente para as subestações do sistema de transmissão de 765 kV, devido a
importância estratégica destas instalações.
2. C.2 – OPERAÇÃO
2.1 PROPAGAÇÃO DA OCORRÊNCIA
O Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia
10/11/2009 às 22h13min, de 14 de dezembro de 2009, envolvendo o desligamento dos três circuitos da LT
765 kV Itaberá - Ivaiporã relata que:
“A perturbação teve início com uma falta monofásica, envolvendo a fase Branca, na LT
765 kV Itaberá - Ivaiporã C1, durante condições climáticas adversas.
Instantes após, com esta primeira falta ainda presente, ocorreu outra falta monofásica,
desta vez envolvendo a fase Vermelha, na LT 765 kV Itaberá – Ivaiporã C2.
Em seqüência, ainda com as duas primeiras faltas presentes, ocorreu uma terceira falta
monofásica, envolvendo a fase Azul, esta localizada na Barra A de 765 kV da SE
18
Itaberá.
Assim sendo, as faltas ocorreram quase que simultaneamente nos citados circuitos C1 e
C2 e na Barra A de 765 kV da SE Itaberá, permanecendo presentes por alguns
instantes, configurando para o SIN, um curto-circuito trifásico envolvendo a terra, na SE
Itaberá, até o instante em que foi iniciado o processo de eliminação dos defeitos, com a
retirada de serviço dos componentes afetados.
A falha na LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1 foi eliminada pelas atuações das proteções
Principais e Alternadas de distância, baseadas no princípio de ondas trafegantes, em
ambos os terminais. A falha na LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C2 foi eliminada pelas
atuações das proteções de sobrecorrente direcionais, em ambos os terminais. A falha na
Barra A – 765 kV, da SE Itaberá, foi eliminada pela atuação da proteção Diferencial de
Barra local. Instantes após a eliminação desta última falta, houve a atuação da proteção
de sobrecorrente instantânea residual do Reator “shunt” da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã
C3, em Ivaiporã, acarretando o desligamento dessa LT, interrompendo totalmente a
conexão entre as SEs Itaberá e Ivaiporã.
Na UHE Itaipu - 60 Hz ocorreram os desligamentos das UGs 10, 12, 14, 18 e 18A,
rejeitando 3100 MW de geração, por atuação das Lógicas 15 e 8 do Esquema de
Controle de Emergência – ECE do tronco de 765 kV, devido à perda tripla nesse tronco
de 765 kV, ocorrida no trecho entre as SEs Itaberá e Ivaiporã, promovendo o ilhamento
e a preservação da região Sul.
No instante da perturbação a UHE Itaipu - 60 Hz operava com 9 Unidades Geradoras
sincronizadas.
Face ao distúrbio mencionado acima ocorreu a abertura da LT 500 kV Bateias - Ibiúna
C1 e C2, por sobrecarga e oscilação de potência entre os subsistemas Sul e Sudeste,
com elevação da freqüência no subsistema Sul a 63,5 Hz e redução da freqüência no
subsistema Sudeste a 58,3 Hz.
Instantes após os eventos até aqui mencionados ocorreram, principalmente nos Estados
de São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo, desligamentos de unidades geradoras e
de diversas Linhas de Transmissão, estas pelas suas proteções de distância, em
decorrência da oscilação de potência experimentada pelo Sistema.
Em decorrência da elevação de freqüência na Região Sul, em taxa elevada, ocorreu a
abertura da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C1, C2 e C3, por atuação da Lógica 4
do ECE do tronco de 765 kV, isolando a Usina de Itaipu – 60 Hz, que permanecia até
então conectada ao Sistema Sul.
Pelos mesmos motivos já descritos, foram desligadas também, pelas suas proteções, as
linhas de Interligação do Sistema do Mato Grosso do Sul com as Regiões Sul e Sudeste,
levando este Sistema ao colapso.
Com as aberturas mencionadas, ocorreu colapso de tensão na região Sudeste,
notadamente na região de São Paulo, desligando o Sistema de Transmissão HVDC pela
atuação da proteção de mínima tensão CC, interrompendo um fluxo de 5.329 MW, por
este Elo CC, ficando a Usina de Itaipu – 50 Hz isolada do Sistema Interligado Nacional
(SIN). Nestas circunstâncias não ocorreu, como era esperada, a separação automática
de duas Unidades Geradoras sincronizadas na UHE Itaipu – 50 Hz com o Sistema
Elétrico Paraguaio. Este Sistema Especial de Proteção é objeto de análise da Comissão
Mista de Operação Brasil – Paraguai (CMO).
O distúrbio ocorrido no SIN provocou colapso nos Estados de São Paulo, Rio de Janeiro,
Espírito Santo e Mato Grosso do Sul e atuações do ERAC, rejeitando cargas na Região
Nordeste e Áreas Minas, Goiás, Mato Grosso e Acre/Rondonia, esta última após sua
separação do Sistema Sudeste/Centro Oeste, formando ilha em torno da UHE Samuel e
da UTE Termonorte II”.
19
2.2 OUTRAS OCORRÊNCIAS NO SISTEMA 765 kV EM JULHO DE 2009
No mês de julho de 2009 foram verificadas duas ocorrências envolvendo o sistema de transmissão
em 765 kV de Furnas, que devido as condições do despacho de geração, da carga do sistema, da
topologia da rede e da atuação eficaz dos Esquemas de Controle de Emergência, não se propagaram para
o restante do SIN, que serão apresentadas a seguir.
2.2.1 Ocorrência do dia 4 de julho de 2009 às 18h36min
Na perturbação do dia 4 de julho de 2009, está registrada na Síntese Semanal das Principais
Perturbações Ocorridas no Sistema Interligado Nacional, emitida pelo ONS com a seguinte redação:
“A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 750 kV Foz do Iguaçu Ivaiporã C2, devido à ocorrência de um curto-circuito monofásico envolvendo a fase
Branca (fase B - FURNAS), devido à descarga atmosférica.
A falha foi eliminada em 55 ms pelas atuações das proteções Principal e Alternada de
sobrecorrente de seqüência negativa, associadas aos esquemas de teleproteção
permissivos por sobrealcance, no terminal de Foz do Iguaçu e pelas atuações das
proteções Principal e Alternada de sobrecorrente de seqüência zero em subalcance, no
terminal de Ivaiporã.
A falha foi localizada, com o auxílio de ferramenta computacional, a cerca de a 59% do
comprimento da linha, medidos a partir do terminal de Foz do Iguaçu.
Atuou o religamento automático com sucesso da LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã C2.
Simultaneamente ocorreu o desligamento da LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã C1,
pela atuação da proteção Principal de principio de ondas trafegantes no terminal de Foz
do Iguaçu, devido a ruído nos canais de carrier e pela recepção de sinal de
transferência de disparo no terminal de Ivaiporã. (grifo da SFE).
Não houve a atuação do esquema de religamento automático da LT 765 kV Foz do
Iguaçu - Ivaiporã C1.
Houve a atuação do ECE da interligação Sul / Sudeste (lógica 14), desligando 4
unidades geradoras na UHE Itaipu (UG10, UG11, UG15, UG17) em aproximadamente
300 ms, conforme informação de Itaipu. Destaca-se que, em perturbação similar ocorrida
no dia 10/01/2009, conforme RAP RE 3-20-2009, o tempo de atuação deste ECE foi de
331ms.
Houve atuação do ECE provisório para evitar a abertura da interligação Norte/Sudeste,
desligando 2 unidades geradoras em Tucuruí (UG5 e UG 17).
A geração da UHE Itaipu reduziu de 5681 MW para 3200 MW.”
2.2.2 Ocorrência do dia 22 de julho de 2009 às 23h41min
No dia 22/07/2009, às 23h41min, ocorreram desligamentos automáticos envolvendo as LTs 765 kV
Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3, que provocaram a rejeição de 3180 MW de geração da UHE Itaipu 60 Hz e
627 MW de geração da UHE Tucuruí.
No Relatório RAP ONS-RE-3-170/2009, consta a descrição da ocorrência, sequência dos
desligamentos, providências em andamento (item7) e conclusões, descritos a seguir:
“A perturbação teve início com uma falta monofásica, envolvendo a fase Branca (fase B
20
– FURNAS), na LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, provocada por descarga atmosférica,
eliminada pelas atuações das proteções Principais e Alternadas, associadas aos
esquemas de teleproteção, em ambos os terminais. Houve a atuação do religamento
automático com sucesso, seguido de novo curto-circuito na mesma fase, provocando
novo desligamento da linha.
Instantes após ocorreu outra falta monofásica, desta vez envolvendo a fase Vermelha
(fase A – FURNAS), na LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá C2, também provocada por
descarga atmosférica, eliminada pelas atuações das proteções Principais e Alternadas,
em ambos os terminais.
Posteriormente ocorreu outra falta monofásica, envolvendo a fase Azul (fase C –
FURNAS), na Barra A de 765 kV da SE Itaberá, também provocada por descarga
atmosférica, eliminada pela atuação da proteção Diferencial de Barra.
Durante esta última falha ocorreu o desligamento da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá C3, por
atuação da proteção diferencial do Reator de linha na SE Itaberá, provocando a abertura
da interligação entre as SEs Ivaiporã e Itaberá.
Seqüência dos desligamentos (item 3)
3.1 A perturbação teve início aproximadamente às 23h41min10seg com um curtocircuito monofásico, envolvendo a fase Branca (fase B – FURNAS), na LT 765 kV
Ivaiporã – Itaberá C1, provocada por descarga atmosférica. (grifo da SFE)
A falta foi eliminada em 49 ms pelas atuações das proteções Principais e Alternadas de
distância para faltas a terra (GE-MOD III), em zonas de sobrealcance, associadas aos
esquemas de teleproteção, em ambos os terminais
3.2 Cerca de 1 segundo após o início da falha no C1 ocorreu o religamento
automático do mesmo no terminal Líder de Itaberá, e, instantes após, no terminal
Seguidor de Ivaiporã.
3.3 Aproximadamente 1,564 s (T1) após o início da falha no C1, e com o mesmo já
religado, ocorreu uma nova falha, envolvendo a fase B deste mesmo circuito.
A falta foi eliminada em 35 ms pelas atuações das proteções Principais e Alternadas, de
distãncia para falhas a terra, em ambos os terminais. Não houve atuação do religamento
automático já que esta nova falha ocorreu dentro do tempo de Reset do esquema de
religamento automático.
Quase que simultaneamente a esta nova falha ocorrida no C1, ocorreram as seguintes
falhas:
Em T2=T1+ 12 ms, falha na fase A da LT 765 kV Ivaiporã – Itaberá C2, eliminada pelas
atuações das proteções Principais e Alternadas, baseadas no princípio de ondas
trafegantes (RALZA-ABB), em ambos os terminais.
Em T3= T2 + 4 ms, falha na fase C da Barra A de 765 kV da SE Itaberá, eliminada em
aproximadamente 40 ms pela atuação da proteção diferencial de Barras.
3.4 Estas falhas provocaram os desligamentos das LTs 765 kV Ivaiporã-Itaberá C1 e
C2, e, momentaneamente o C3 assumiu todo o fluxo de potência do tronco de 765 kV
entre Ivaiporã e Tijuco Preto. Entretanto a LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá C3 veio também
a desligar por atuação incorreta da proteção diferencial do Reator de linha no
terminal de Itaberá. (grifo da SFE)
As causas da atuação incorreta da proteção diferencial do Reator de linha do C3 no
terminal de Itaberá ainda estão sendo investigadas por FURNAS. Análise preliminar
realizada aponta como causa possível a saturação dos TCs de Bucha do Reator, que
alimentam a proteção diferencial, provocada pela presença de componente DC na
corrente de contribuição do Reator para o curto-circuito na Barra da SE Itaberá.
Providências em andamento (item 7)
21
7.1 FURNAS informou que foram realizados testes no relé diferencial do Reator da
LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá C3 do terminal de Itaberá e não foram encontradas
anormalidades, o que reforça a tese de que sua atuação incorreta foi provocada pela
saturação de TC em presença de componente DC.
7.3 FURNAS informou que está providenciando o reajuste das unidades instantâneas
de sobrecorrente dos Reatores das LTs 765 kV Ivaiporã-Itaberá C1 e C2 que atuaram
incorretamente nesta perturbação.
Prazo: Setembro/2009
7.5 FURNAS informou que está providenciando a substituição do Isolador de
Pedestal que foi encontrado danificado na SE Itaberá.
Prazo: Setembro/2009
Logo após a elaboração do RAP ONS-3-170-22072009, Furnas encaminhou ao ONS, a
programação para alteração dos reajustes das unidades instantâneas de sobrecorrente incluindo os
reatores da LT 765 kV Ivaiporã – Itaberá C3. A corrente observada na ocorrência foi de aproximadamente
1200 A e a alteração prevista nos reajustes dos relés dos reatores dos três circuitos foi de 800 para 1600A.
Conclusões (item 8)
8.1 A perturbação foi provocada por falhas internas nas LTs 765 kV Ivaiporã-Itaberá
C1 e C2, ocorridas próximo à SE Itaberá, provocadas por descargas atmosféricas
durante temporal e foi agravada pelo desligamento da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá C3 por
atuação incorreta de sua proteção diferencial para uma falha externa ocorrida na Barra A
de 765 kV da SE Itaberá.
8.2 A atuação da Lógica 8 dos ECE do tronco de 765 kV foi fundamental para evitar
maiores conseqüências para o SIN após a perda tripla de LTs de 765 kV ocorrida,
cortando o excedente a 4 Unidades Geradoras em Itaipu 60 Hz” (grifo SFE).
Furnas informou (ver item 7.3) durante a elaboração do RAP da perturbação do dia 22/07/2009 que
estava providenciando a alteração das unidades instantâneas de sobrecorrente dos reatores das LT 765
kV Ivaiporã - Itaberá C1 e C2 que atuaram incorretamente nesta perturbação. Estas alterações, também,
deveriam ser executadas nos reatores do circuito 3. O prazo para execução era setembro de 2009.
Apesar do período longo (mais de dois meses) para execução de simples reajustes de proteção
com atuações incorretas, o sistema de transmissão ficou sujeito a risco de novos desligamentos, em face
de que o serviço não foi concluído no prazo estipulado.
No dia 10 de novembro, decorridos três meses e 20 dias da ocorrência de 22/7/2009, o ajuste da
proteção de sobrecorrente residual do reator do C3 em Ivaiporã não havia sido alterado de 800 A para
1600 A, quando ocorreu uma corrente de cerca de 1500 A, provocando o desligamento do terceiro circuito
entre Ivaiporã e Itaberá, abrindo a interligação elétrica entre as duas subestações.
Em resumo, os desligamentos das três linhas de transmissão 750 kV Ivaiporã – Itaberá foram
decorrentes de curtos-circuitos simultâneos nos isoladores dos circuitos 1 e 2 em Itaberá e na seqüência
por atuação da proteção da unidade instantânea de sobrecorrente residual do reator do C3 desta LT em
Ivaiporã. Ocorreu ainda defeito no isolador da fase C da barra A de 765 kV da SE Itaberá.
22
3. C.3 – PROTEÇÃO E RELÉS SEMI-ESTÁTICOS
3.1 ASPECTOS GERAIS - OCORRÊNCIA DO DIA 10 DE NOVEMBRO DE 2009
Na ocorrência do dia 10 de novembro de 2009 as proteções das linhas de transmissão 765 kV
Itaberá - Ivaiporã circuitos 1 e 2 atuaram corretamente. O circuito 3 desligou pela atuação da proteção de
sobrecorrente residual do reator na LT no terminal de Ivaiporã, devido à pendência na alteração do ajuste
de sua unidade instantânea. Entretanto, nos circuitos 1 e 2 desta LT ainda estão instaladas relés semiestáticos cuja tecnologia já se encontra obsoleta. No sistema de Furnas existe uma grande quantidade de
relés semi-estáticos com histórico de atuações incorretas nas linhas de 765, 500 e 345 kV constatadas em
várias ocorrências no sistema de transmissão de Furnas. A título de ilustração, a partir de 2003 foram
registradas importantes ocorrências no Sistema Interligado Nacional cujos resumos estão indicados a
seguir.
3.2 OCORRÊNCIA DO DIA 16/09/2003 RAP RE-03-276-2003 ENVOLVENDO AS LT 765 kV
ITABERÁ - IVAIPORÃ C1 E C2 e ITABERÁ -TIJUCO PRETO C1
“A perturbação teve início às 03h13min, com uma falha monofásica, provocada por
descarga atmosférica, na LT 750 kV Itaberá-Ivaiporã C2 (grifo da SFE), envolvendo a
fase A e a terra e localizada, com o auxílio de ferramenta computacional, à cerca de 2%
do comprimento da linha, a partir do terminal de Itaberá.
A falha foi eliminada por atuação das proteções Principais e Alternadas, tipo GE-MOD III
(grifo da SFE), unidades detetoras de faltas desbalanceadas em sub e sobrealcance,
estas últimas associadas aos esquemas de teleproteção de comparação direcional por
desbloqueio da linha, em ambos os terminais, sendo que o terminal de Itaberá abriu em
40 ms e o terminal de Ivaiporã em 69 ms.
Houve atuação do esquema de religamento automático da linha, com a mesma sendo
energizada pelo terminal “Líder” de Itaberá, após transcorridos 1022ms(tempo morto do
esquema de religamento automático), ocorrendo novo curto-circuito (grifo da SFE),
envolvendo a mesma fase A e a terra, na mesma localização, vindo a linha a desligar de
forma definitiva por atuação das mesmas proteções neste terminal.
Cerca de 5 ms após a abertura do terminal de Itaberá da LT 750 kV Itaberá-Ivaiporã C2
para a falha inicial ocorrida na fase A, ocorreu um outro curto-circuito monofásico,
também provocado por descargas atmosféricas (grifo da SFE) que ocorriam na
região de Itaberá, envolvendo inicialmente a fase C, evoluindo a seguir para bifásicoterra, envolvendo as fases A e C, na LT 750 kV Itaberá-Ivaiporã C1.
A falha foi eliminada por atuação das proteções Principais e Alternadas, tipo ABBRALZA, baseadas no princípio de ondas trafegantes, através dos esquemas de
teleproteção de comparação direcional por desbloqueio da linha, em ambos os
terminais, sendo que o terminal de Itaberá abriu em 71 ms e o terminal de Ivaiporã em
cerca de 100 ms após a ocorrência desta falha.
Não houve atuação do esquema de religamento automático, tendo em vista que houve a
evolução da falha de monofásica para bifásica e as linhas de 750 kV do sistema de
transmissão de Furnas só religam para falhas monofásicas.
Com o desligamento automático da LT 750 kV Itaberá-Ivaiporã C1 ficou
caracterizada a perda dupla de LTs de 750 Kv (grifo da SFE), ocorrendo então a
sensibilização da Lógica 15 dos ECE deste tronco, provocando o desligamento das UGs
10 e 18 da UHE Itaipu 60 Hz, cerca de 470 ms após a ocorrência da primeira falha na LT
23
750 kV Itaberá-Ivaiporã C2, rejeitando 1324 MW de geração destas duas unidades
geradoras.
Simultaneamente a falha ocorrida na LT 750 kV Itaberá-Ivaiporã C1 ocorreu o
desligamento automático da LT 750 kV Itaberá-Tijuco Preto C1, por atuações
incorretas das proteções Principais e Alternadas, ABB tipo RALZA, (grifo da SFE)
baseadas no princípio de ondas trafegantes, e lógicas de teleproteção associadas. O
terminal de Itaberá abriu em cerca de 78 ms após o início da falha. Não foi possível
determinar o instante exato da abertura do terminal de Tijuco Preto, pois os RDPs desta
SE estavam fora de operação, em processo de substituição dos HDs.
Os desligamentos das LTs 750 kV Itabera-Ivaiporâ C1 e LT 750 kV Itaberá-Ivaiporã C2
caracterizou a perda série de dois circuitos de 750 kV, sensibilizando a Lógica 12
dos ECE deste tronco, que entretanto não provocou desligamento adicional de unidade
geradora em Itaipu 60 Hz, porque a máquina que estava seletada para corte através
desta Lógica já havia sido desligada por atuação da Lógica 15.
Ocorreu ainda o desligamento automático da LT 500 kV Campinas-Cachoeira-Paulista,
por atuação incorreta da unidade de medida de distância da proteção Principal
para falhas entre fases (grifo da SFE), 1a zona, no terminal de Campinas e por
recepção de transferência de disparo no terminal de Cachoeira Paulista, sendo que não
foi possível determinar o instante exato de seu desligamento.
Cerca de 31 ms após a tentativa de religamento automático, sem sucesso, da LT 750 kV
Itaberá-Ivaiporã C2 no terminal de Itaberá, ou seja 1280 ms após a ocorrência do
primeiro curto-circuito nesta LT, ocorreu o desligamento automático da LT 750 kV
Itaberá-Tijuco Preto C2, por recepção de transferência de disparo no terminal de Itaberá.
No terminal de Tijuco Preto ocorreu a atuação incorreta (grifo da SFE) da unidade de
trip direto (I0 – KI1T), detetora de faltas desbalanceadas, da proteção Principal GE-MOD
III. O instante de atuação desta proteção no terminal de Tijuco Preto não foi registrado,
mas supõe-se que tenha ocorrido em cerca de 1270 ms após o início do primeiro curtocircuito. A causa da ocorrência deste sobrealcance ainda está sendo investigada
por Furnas, mas é provável que esteja relacionada a problemas de ajuste. (grifo da
SFE)
Não houve atuação do esquema de religamento automático desta LT porque não houve
atuação de unidade de medida da proteção no terminal “Líder” de Itaberá, que abriu por
recepção de sinal de transferência de disparo.
PROVIDÊNCIAS TOMADAS OU EM ANDAMENTO
Furnas substituiu o relé SD-2H da proteção Principal da LT 500 kV Campinas-Cachoeira
Paulista, no terminal de Campinas, por um relé sobressalente, tendo em vista sua
atuação incorreta nesta perturbação
Furnas está programando testes nas proteções/teleproteções Principal e
Alternada RALZA da LT 750 kV Itaberá-Tijuco Preto C1, no sentido de identificar as
causas de suas atuações incorretas nesta perturbação. Furnas informou que está
providenciando também a supervisão das funções “Local Blocking” destas
proteções, pois há suspeita de que elas tenham sido responsáveis pela atuação
incorreta. (grifo da SFE)
Prazo: Dezembro 2003
Furnas está programando verificações nos ajustes e teste de campo necessários, no
sentido de identificar as causas da atuação incorreta da unidade de trip direto da
proteção Principal da LT 750 kV Itaberá-Tijuco Preto C2, no terminal de Tijuco
Preto. (grifo da SFE)
Prazo: Dezembro 2003
24
3.3 OCORRÊNCIA DO DIA 25/01/2004, ENVOLVENDO AS LT 500 kV ANGRA - SÃO JOSÉ e
ADRIANÓPOLIS – SÃO JOSÉ
“A perturbação teve início às 03h06min, devido a ocorrência de uma falha monofásica,
envolvendo a fase B e a terra, da LT 500 kV Angra – São José, próxima ao terminal de
São José, e provocada por queima de pneus sob a LT.
A falha foi eliminada por atuação das proteções de distância Principal e Alternada para
falhas à terra, através das lógicas de teleproteção, em 82 ms no terminal de Angra e 108
ms no terminal de São José.
Aproximadamente 100 ms após o início da falha na LT 500 kV Angra – São José,
ocorreu a abertura da LT 500 kV Adrianópolis – São José, no terminal de
Adrianópolis, por atuação incorreta da unidade de medida de zona 1 da proteção
de distância neste terminal. O terminal de São José permaneceu fechado, já que não
houve envio de sinal de transferência de disparo de Adrianópolis para São José por
tempo suficiente para que ocorresse abertura deste último terminal. Em função disto não
houve, corretamente, a atuação do ECE de perda dupla de LTs de 500 kV da SE São
José.
PROTEÇÃO E ESQUEMAS DE RELIAMENTO. AUTOMÁTICO
Foram corretas as atuações das proteções de distância Principal e Alternada da LT 500
kV Angra-São José.
Foi incorreta a atuação da proteção de distância Principal do terminal de
Adrianópolis da LT 500 kV Adrianópolis-São José, devido a sobrealcance da primeira
zona da unidade de medida para falhas bifásicas do relé SD-2H, nas duas perturbações.
PROVIDÊNCIAS TOMADAS OU EM ANDAMENTO
Furnas informou que foram efetuados testes no relé de distância SD-2H do
terminal de Adrianópolis da LT 500 kV Adrianópolis-são José, onde foi constatada
a deformação de sua característica de atuação, sendo o mesmo substituído por
uma unidade reserva.
CONCLUSÕES
A perturbação teve início com uma falha monofásica na LT 500 kV Angra-São José,
eliminada por atuação correta de suas proteções. O desligamento simultâneo da LT 500
kV Adrianópolis-São José, apenas no terminal de Adrianópolis, por atuação incorreta
da proteção de distância principal, unidade de medida de zona 1 para falhas
bifásicas, fez com que fosse inibida a atuação do ECE instalado na SE São José, para
promover um corte de carga na Área Rio para estas emergência.
A perda dupla ocorrida nas linhas de 500 kV da Área Rio foram em função da
atuação incorreta de uma proteção que se encontra em fase final de vida útil. As
proteções semi-estáticas da Westinghouse tipo SD2H das LTs de 500 kV do
Sistema de FURNAS encontram-se fora de linha de fabricação, com muita
incidência de defeitos, com componentes envelhecidos, sem peças de reposição,
necessitando substituição. Constam do Plano Diretor de FURNAS para
substituição, porém sem previsão. Este fato foi identificado no relatório RE-3010/2003 (“Plano de Segurança do SIN-Adequação das Proteções”) e no relatório
RE-3-199/2003 “Reforços de Natureza Sistêmica para a Segurança Elétrica
Operacional do SIN”, realizados em conjunto pelo ONS e Agentes, este último
encaminhado à ANEEL. Convém ressaltar que existem ainda 32 terminais de
proteção de LTs de 500 kV no sistema de Furnas com este tipo de proteção ainda
25
em operação, comprometendo a confiabilidade do suprimento em 500 kV à Área
Rio de janeiro/Espírito Santo.
RECOMENDA-SE À FURNAS:
Tomar providências para agilizar o processo de substituição, por obsolescência, das
proteções de fabricação Westinghouse, tipo SD-2H da LT 500 kV Adrianópolis-São José,
bem como estender essa recomendação para as demais LTs de 500 kV de seu sistema
que operam com essa proteção.
Prazo: Dezembro/2006” (grifo da SFE)
Conforme consta no Sistema de Acompanhamento das “Recomendações/Providências em
Andamento”, no item “Andamento/Providência Tomada” datado de 19/11/2009, (disponível no site do
ONS), referente ao acompanhamento e gestão dessa recomendação constam as seguintes
reprogramações de datas solicitadas por Furnas, para a implantação das providências recomendadas:
“Em 08/01/2007: Furnas solicita a reprogramação para dezembro de 2008. Furnas está
em processo de modernização das proteções das linhas de 765 kV, 500 kV e algumas
de 345 kV, a referida linha já esta contemplada no plano de modernização;
Em 31/12/2008: FURNAS está no processo de modernização das proteções das linhas
de 765 kV, 500 kV e 345 kV, a referida linha já esta contemplada no plano de
modernização. Solicitamos a prorrogação para dezembro de 2010.”
Apesar das constatações do obsoletismo dos sistemas de proteção das instalações de transmissão
de Furnas, a empresa vem continuamente postergando a modernização do seu sistema de proteção,
conforme pode ser observado no acompanhamento das “Recomendações/Providências em Andamento”
feito pelo ONS.
Não-Conformidade (N.1)
Foi verificado o descumprimento da Primeira Subcláusula, da Cláusula Terceira do Contrato de
Concessão de Transmissão n° 062/2001- ANEEL, de 29 de junho de 2001, referente às falhas verificadas
nas várias ocorrências dos últimos anos no sistema de transmissão de 345 kV, 500 kV e 765 kV, bem
como a recomendação para a substituição das proteções semi-estáticas referidas na constatação C.3.
“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.
(...)
IV - atualidade - compreende a modernidade das técnicas, do equipamento e das instalações utilizadas e a
sua conservação, bem como a melhoria do serviço;” (grifos da SFE)
Prazo para regularização: 30 dias
26
Determinação (D.1)
Encaminhar cronograma das ações necessárias para a regularização dessa Não-Conformidade,
referente às substituições dos relés semi-estáticos, de acordo com o prazo especificado nas recomendações
que constam nos Relatórios RE-3-010/2003 “Plano de Segurança do SIN - Adequação das Proteções” e RE3-199/2003 “Reforços de Natureza Sistêmica para a Segurança Elétrica Operacional do SIN”, mantendo a
data limite de sua implantação para dezembro de 2010.
Prazo para cumprimento: 30 dias
4. C.4 - SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE
4.1 FALHAS DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE NO BLECAUTE DE 10 DE
NOVEMBRO DE 2009
Durante a ocorrência do dia 10 de novembro de 2009 foram observadas falhas nas Unidades
Terminais Remotas – UTRs nas seguintes instalações de Furnas, implicando na interrupção do fluxo de
informações para o COSR-SE do ONS:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
SE Angra;
SE Araraquara
SE Campos;
SE Foz do Iguaçu;
SE Ibiuna;
SE Itaberá;
SE Ivaiporã;
SE São José;
SE Tijuco Preto;
SE Vitória.
O RAP ONS-RE-3-252/2009 de 14 de dezembro de 2009 apresenta a descrição detalhada das
remotas do sistema de Furnas que falharam após a ocorrência, comprometendo o diagnóstico e as
providências para a recomposição do sistema:
“Durante o processo de recomposição deste tronco foi verificada perda total do sistema
de supervisão e controle das SE Foz de Iguaçu (de 22h30min às 23h19min), Itaberá (de
22h36min às 22h56min) e Tijuco Preto (de 22h15min às 22h42min). As perdas de
informações das SEs São José e Campos para o sistema de supervisão e controle
dificultaram a identificação da rede resultante e, junto com a perda adicional das
informações das SEs Vitória e Viana, o processo de recomposição da área”.
“As perdas de informações das SEs São José e Campos para o sistema de supervisão e
controle dificultaram a identificação da rede resultante e, junto com a perda adicional das
informações das SEs Vitória e Viana, o processo de recomposição da área”.
27
22h10 SE Angra Verificada perda das informações da SE para o Sistema de Supervisão
e Controle
00h33 SE Angra Verificada normalização das informações da SE para o Sistema de
Supervisão e Controle
22h15 SE São José Verificada perda total das informações da SE para o Sistema de
Supervisão e Controle
00h55 SE São José Verificada normalização das informações da SE para o Sistema de
Supervisão e Controle
22h15 SE Tijuco Preto Verificada perda total do Sistema de Supervisão e Controle
22h42 SE Tijuco Preto Normalizado Sistema de Supervisão e Controle
22h21 SE Campos Verificada perda total das informações da SE para o Sistema de
Supervisão e Controle
23h05 SE Campos Verificada normalização das informações da SE para o Sistema de
Supervisão e Controle
23h24 SE Campos Verificada perda total das informações da SE para o Sistema de
Supervisão e Controle
23h26 SE Campos Verificada normalização das informações da SE para o Sistema de
Supervisão e Controle
23h39 SE Campos Verificada perda total das informações das SE para o Sistema de
Supervisão e Controle
01h06 SE Campos Verificada normalização das informações da SE para o Sistema de
Supervisão e Controle
23h39 SE Vitória e SE Viana Verificada perda total das informações das SE para o
Sistema de Supervisão e Controle
01h14 SE Vitória e SE Viana Verificada normalização das informações das SE para o
Sistema de Supervisão e Controle
22h26 SE Foz do Iguaçu Verificada perda total do Sistema de Supervisão e Controle
23h19 SE Foz do Iguaçu Normalizado Sistema de Supervisão e Controle
22h36 SE Itaberá Verificada perda total do Sistema de Supervisão e Controle
22h56 SE Itaberá Normalizado Sistema de Supervisão e Controle
23h10 SE Ibiúna Verificada perda total do Sistema de Supervisão e Controle
01h18 SE Ibiúna Normalizado Sistema de Supervisão e Controle
03h36 SE Ibiúna Verificada perda total do Sistema de Supervisão e Controle
04h53 SE Ibiúna Normalizado Sistema de Supervisão e Controle
06h18 SE Ibiúna Verificada perda total do Sistema de Supervisão e Controle
06h22 SE Ibiúna Normalizado Sistema de Supervisão e Controle
04h08 SE Araraquara Verificada perda total do Sistema de Supervisão e Controle
05h13 SE Araraquara Normalizado Sistema de Supervisão e Controle
28
4.2 SITUAÇÃO DE IMPLANTAÇÃO DO LOTE 4 DO PROJETO SINOCON EM FURNAS
Com o objetivo de atender as recomendações do relatório do GCOI, sobre o blecaute de 11 de
março de 1999, apontando já naquela época a necessidade de modernizar e instrumentalizar os Sistemas
de Supervisão e Controle foi autorizado ao ONS, por meio da Resolução Autorizativa n° 171 de 27 de abril
de 2005 a implantação do projeto do Sistema Nacional de Observabilidade e Controlabilidade - SINOCON
nas instalações do SIN.
Este projeto foi incluído no Plano de Ação do ONS nos ciclos 2002/2004 e 2003/2005 e desde
2004, a ANEEL vem aprovando os recursos para sua implantação.
A finalidade do projeto foi a de implantar recursos tecnicos, que permitissem a adequada
observabilidade e controlabilidade, para atender à necessidade de identificação rápida do estado das
instalações da malha principal do sistema interligado, para tomada de ações de controle e recomposição
eficiente das cargas após perturbações.
Foram firmados contratos de gestão entre o ONS e os Agentes denominados de Termo de
Cooperação Técnica, para a condução do projeto. Ficou estabelecido que os seis eventos de pagamento
dos serviços prestados pelas contratadas seriam condicionados à apresentação de atestados assinados
pelos Agentes comprovando a realização dos serviços.
Definiu-se, assim, o acompanhamento das obras como responsabilidade do agente proprietário da
instalação, e a entrada em operação da UTR caracterizada pela conclusão do Teste de Aceitação em
Campo (TAC). Para cada instalação que entrasse em operação, o Agente emitiria um Atestado de
Cumprimento de Evento Contratual.
A figura 7 apresenta a situação da entrega dos equipamentos relacionados com a implantação dos
lotes (1 - Eletrosul, Copel e CEEE), (2 - CEMIG e CHESF), (3 - CTEEP) e (4 - Furnas) do projeto
SINOCON, verificada em março de 2009, onde nos demais lotes 100% dos equipamentos já foram
entregues e do lote 4, apenas 35% foi entregue, ou seja, apenas 7 (sete) das 20 UTR.
29
100
LOTE 2
LOTE 3
100
100
LOTE 1
80
60
%
100
40
LOTE 4
20
35
0
34/34
28/28
34/34
7/20
Figura 7 - Entrega de equipamentos (Fonte: RF-ONS-08/2009
08/2009-SFE)
A figura 8 apresenta a ssituação testes de aceitação em campo (entrada em operação) relacionados
com a implantação dos lotes 1, 2, 3 e 4 do projeto SINOCON, verificada em março de 2009,
2009 onde nos
demais lotes encontra-se
se em fase bastante adiantada e no lote 4, apenas 10% foi concluído, ou seja,
apenas 2 (duas) das 20 UTR.
Figura 8 - Testes
estes de aceitação em campo (entrada em operação) (Fonte: RF-ONS-08/2009-SFE)
RF
No período de 23 a 27 de março de 2009 a ANEEL/SFE realizou fiscalização no ONS para
verificação do cronograma de implantação do Lote
L 4 do projeto SINOCON a ser instalado nas subestações
e usinas de Furnas. Como resultado
esultado foi expedido o Termo de Notificação TN nº 092/2009-SFE,
092/2009
de 30 de
julho de 2009
009 e o Relatório de Fiscalização RF–ONS–08/2009–SFE.
RF
Houve alteração do fornecimento do projeto devido à solicitação de Furnas para que a UHE
U Luiz
Carlos Barreto fosse retirada do escopo, em razão de já estar sendo modernizada, inclusive com a inclusão
dass funções de Supervisão e Aquisição de Dados - SCADA. Em seu lugar, o ONS incluiu, de comum
30
acordo com Furnas e a TELVENT, a SE Campinas. Segundo Furnas esta SE, possui aproximadamente o
mesmo número de vãos que a UHE Luis Carlos Barreto e é de porte semelhante apresentando, à época,
problemas de manutenção do hardware da Unidade Terminal Remota existente.
No início da implantação do lote 4 do SINOCON, apenas os projetos de quatro instalações (SE
Cachoeira Paulista, SE Brasília Sul, UHE Marimbondo e UHE Itumbiara), embora com muitas dificuldades,
apresentaram algum desenvolvimento.
As atas das reuniões apresentadas à fiscalização da ANEEL/SFE pelo ONS no período de 2005 a
2007 apresentaram, em resumo, vários problemas que causaram atraso no desenvolvimento dos projetos,
dentre eles:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
tempo para aprovação por FURNAS dos pontos necessários para atender as necessidades do
projeto SINOCON;
possibilidades de utilização de vãos em painéis existentes;
quantidades de anunciadores;
aumento na quantidade de cabos;
fornecimento de cartões digitais adicionais;
desenhos desatualizados;
alterações em equipes de projetistas por parte da TELVENT;
demora por parte de FURNAS para aprovação dos projetos;
alterações nos projetos pelas Regionais de FURNAS;
multimedidores com problemas não passaram nos testes.
Segundo a manifestação ao Termo de Notificação TN nº 092/2009-SFE, de 30 de julho de 2009,
apresentada pelo ONS, a previsão para entrada em operação das remotas de Furnas vinculadas ao Lote 4
do projeto (com datas de aceitação final entre 2012 e 2015) e está retratada no quadro seguinte:
31
Figura 9 - Cronograma de implantação do Lote 4 do Projeto SINOCON (Fonte: RF-ONS-08/2009-SFE)
Apesar da relevância da implantação do projeto SINOCON, expressamente recomendado após
ocorrências importantes no sistema interligado (blecautes de 1999 e de 2002), a fiscalização da
ANEEL/SFE constatou que a conclusão do projeto ainda encontra-se seriamente comprometida, em
função da evolução do Lote 4 que é de responsabilidade conjunta do ONS e de Furnas. (grifo da
SFE)
O diagnóstico e a recomposição do SIN, durante o blecaute de 10 de novembro de 2009, ficaram
sobremaneira prejudicados pelos problemas no sistema de supervisão e controle existente nas instalações
de Furnas.
Não-Conformidade (N.2)
Foi verificado o descumprimento da Primeira Subcláusula, da Cláusula Terceira do Contrato de
Concessão de Transmissão n° 062/2001- ANEEL, de 29 de junho de 2001, referente às falhas verificadas nas
Unidades Terminais Remotas – UTR, bem como demora para a implantação do Lote 4 do Projeto SINOCON,
que impactaram o desempenho do sistema de supervisão e controle durante o blecaute do dia 10 de novembro
de 2009.
“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.
(...)
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;
32
(...)
IV - atualidade - compreende a modernidade das técnicas, do equipamento e das instalações utilizadas e a sua
conservação, bem como a melhoria do serviço;” (grifos da SFE)
Prazo para regularização: 60 dias
Determinação (D.2)
Enviar para a ANEEL relatório contemplando o desempenho das Unidades Terminais Remotas – UTR,
dos canais de comunicação e demais interfaces envolvidas que, durante o blecaute, acarretaram os problemas
de perda de dados das instalações de Furnas para o sistema de supervisão e controle do ONS durante a
ocorrência.
Prazo para cumprimento: 30 dias
Não-Conformidade (N.3)
Foi verificado o descumprimento da alínea “c” do inciso II da oitava Subcláusula da Cláusula Quarta
do Contrato de Concessão de Transmissão n° 062/2001- ANEEL, de 29 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, inerentes à 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 disciplinem o SERVIÇO
PÚBLICO DE TRANSMISSÃO”; (grifo da SFE)
Foi verificado o descumprimento do item 4.1.1 (a) do Submódulo 13.2 dos Procedimentos de Rede,
referente ao não atendimento do requisito de disponibilidade do serviço de telecomunicação de dados
provenientes de diversas subestações de Furnas, destacado a seguir:
“4.1.1 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
33
1 (uma) hora e 45 (quarenta e cinco) minutos.
4.3.3 Os serviços de comunicação de dados dão suporte às atividades de
normatização, préoperação, 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
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”;. (grifo da SFE)
Prazo para regularização: 60 dias
5. C.5 – DESEMPENHO DAS EQUIPES DE OPERAÇÃO
5.1 HISTÓRICO DO DESEMPENHO DAS EQUIPES DE OPERAÇÃO
O acompanhamento do histórico do desempenho das equipes de operação de Furnas mostra, desde
2003, inúmeras falhas na aplicação dos requisitos das Instruções de Operação dos Procedimentos de Rede.
Essas falhas foram constatadas pela fiscalização da ANEEL/SFE em varias ocorrências importantes no sistema
interligado bem como nas fiscalizações de procedimentos de operação e manutenção das instalações da
transmissora. A seguir alguns exemplos:
5.2 OCORRÊNCIA DO DIA 15 DE ABRIL DE 2003, REFERÊNCIA RF-FURNAS-04/2003-SFE
No dia 15/04/2003, às 02h37min, ocorreu desligamento na Subestação Adrianópolis, pertencente a
Furnas, com desligamento do Estado do Espírito Santo e parte do Estado do Rio de janeiro. As conclusões do
relatório foram:
“1. Houve falha do despachante e do operador da SE Macaé Merchant ao fechar, às
02h46min, o disjuntor da linha 345kV Macaé Mercant-Adrianópolis II, sendo desligado em
seguida. Esta energização foi feita em sentido inverso com tensão de 362kV, em desacordo
com IO-11.SE.09.STMH (ONS) que estabelece que esta energização só é permitida no caso
de perda de um dos circuitos, permanecendo o outro em carga e com tesão máxima de
320kV.
2. Houve falha do despachante e do operador da SE Campos ao fechar o disjuntor da
linha Campos-Macaé Merchant I sem desligar os disjuntores da subestação, em desacordo
com a IO-11.SE.09.STCM (ONS). Como os disjuntores de 345 kV e 138kV da SE Campos
ainda estavam fechados, foram energizados simultaneamente os três transformadores
345/138kV, as linhas 345kV Campos-Vitória I e II, a linha 138kV Vitória-Cachoeiro do
Itapemirim I e as linhas de 138kV SE Campos-UTE Campos I e II.
3. Houve falha do operador da SE Vitória ao energizar pelo lado de 138kV os
autotransformadores AT-03 e AT3. Essa energização foi feita com tensão de 151kV, valor
superior ao máximo permitido pela IO-11.SE.09.STVT(ONS), que é de 145kV. Também não
foi cumprida a condição de fluxo mínimo de 100MW nos autotransformadores já
34
normalizados.
4. Houve falha do operador da SE Vitória ao enviar tensão para SE Pitanga (ESCELSA)
pela linha de 138kV Vitória-Pitanga, em sentido inverso, sem contato prévio com a
ESCELSA e autorização do COL-JP, em desacordo com a IO-11.SE.09.STVT(ONS).
5. Houve falha do despachante e do operador ao energizar a linha Campos-Macaé
Merchant II, no terminal da SE Campos, em sentido inverso, com tensão de 377 kV, superior
ao valor máximo permitido na IO-11.SE.09.STCM(ONS), que é de 338kV, considerando
ainda que o reator da linha não estava conectado.
6. Houve falha do despachante e do operador ao energizar a linha Adrianópolis-Macaé
Merchant II, às 2h53min, a partir do terminal da SE Adrianópolis, com tensão de 357 kV,
enquanto o valor máximo permitido pela IO11.SE.09.STAD(ONS) é de 345kV . Também não
foi obedecida a condição de fluxo mínimo de 120MW no circuito I, pois no momento
nenhuma carga havia sido restabelecida. A linha só foi fechada no terminal de SE Macaé
Merchant às 03h50min, ou seja, a linha permaneceu ligada em vazio por quase uma hora,
apesar dos níveis elevados de tensão.
7. Houve falha do despachante na coordenação da recomposição do sistema de Furnas,
por não observar os procedimentos operativos estabelecidos nas Instruções de Operação e
em conseqüência os equipamentos do sistema de 345kV e 138kV foram submetidos a
tensões superiores aos valores recomendados. Além disso, houve atraso na retomada das
cargas da ESCELSA, por necessidade de ajustes de tensão, com desligamentos de linhas
de 345kV, energizadas indevidamente durante o restabelecimento do sistema” (grifo da SFE).
5.3 OCORRÊNCIA DO DIA 1º DE JANEIRO DE 2005, REFERÊNCIA RF-FURNAS-01/2005-SFE
Ocorrência do dia 01/01//2005, às 18h04min e às 18h 31min, na Subestação Cachoeira Paulista,
pertencente a FURNAS, com desligamento dos Estados do Espírito Santo, Rio de Janeiro e parte da região
leste de Minas Gerais. As conclusões do relatório foram:
“Da análise dos fatos a fiscalização constatou falhas, algumas graves, que causam
preocupação com relação ao desempenho do pessoal de operação de FURNAS:
1. A configuração da Subestação de Cachoeira Paulista é de barramento em anel. Nesta
condição, para melhor confiabilidade do sistema interligado, todos os disjuntores são
mantidos fechados e quando do desligamento das linhas para controle de tensão são
mantidas abertas apenas as chaves seccionadoras de linha. Esta é uma operação rotineira.
No documento de registro de ocorrências da subestação pode-se constatar que as manobras
para isolamento dos disjuntores às 08h10min e às 08h11min foram feitas nos disjuntores
9122 e 9012R (com sinalização de falha de disjuntor) respectivamente. Não foi possível
atender a solicitação do Centro de Operação Regional COSR-SE (ONS-Rio) ao Centro de
Operação Regional COL- CP( Furnas-Campinas) para energização da LT Cachoeira
Paulista-Adrianópolis C1 a partir de Cachoeira Paulista, devido bloqueio dos disjuntores
associados a essa linha, pois o disjuntor 9222 não foi isolado (terceiro disjuntor com
sinalização de falha de disjuntor) . Às 18h27min, segundo informações de Furnas os
disjuntores foram desbloqueados. Desta forma fica caracterizada a primeira falha da
operação pela demora no isolamento do disjuntor 9222 para desbloquear os
disjuntores da LT Adrianóplis 1.
2. Às 18h31min foi aberto indevidamente o disjuntor 9272 provocando o desligamento
da única linha de 500 kV que interligava as subestações de Adrianópolis e Cachoeira
Paulista. A informação relatada no RAP ONS RE–3/002/2005, “concluiu-se que esta abertura
35
indevida deveu-se à falha de comunicação verbal, que levou a uma interpretação
equivocada, por parte do operador do COL-CP (Furnas), da configuração do barramento da
subestação de Cachoeira Paulista, a qual foi feita através de contatos telefônicos entre os
turnos do COL-CP (Furnas) e da subestação de Cachoeira Paulista. A troca de informações
sobre a configuração da subestação, realizada exclusivamente por contato telefônico, foi
motivada pelo congelamento prévio das informações da unidade terminal remota da
subestação de Cachoeira Paulista. Esta interpretação equivocada da configuração do
barramento, após a perturbação das 18h04min, levou a um entendimento falso, pelo
operador do COL-CP (Furnas), de que as áreas Rio/Espírito Santo estava separada do
restante do sistema” A fiscalização estranha essa afirmativa, tendo em vista que às
18h11min o Centro de Operação Regional COSR-SE (ONS-Rio) solicitou ao Centro de
Operação Regional COL- CP (Furnas-Campinas) a energização da LT Cachoeira PaulistaAdrianópolis C1 a partir de Cachoeira Paulista, não sendo possível devido bloqueio dos
disjuntores associados a essa linha. O desbloqueio dos disjuntores dessa linha somente
ocorreu à 18h27min em decorrência de falha da operação em isolar o disjuntor 9122 em
primeiro lugar ao invés do disjuntor 9222 que permitiria atender a solicitação do COSR-SE
(ONS-Rio) às 18h11min. Esta justificativa de abertura da LT por interpretação equivocada da
configuração do barramento e que levou o operador do COL-CP a supor que as áreas
Rio/Espírito Santo estava separada do restante é muito preocupante pelos seguintes
motivos:
a. No período de 18h04min e 18h 27min (23min) os operadores da SE Cachoeira Paulista
providenciaram o isolamento dos disjuntores 9012R, 9122 (com abertura das chaves
seccionadoras) e por último somente o desbloqueio do disjuntor 9222 (liberando a
energização da LT Itajubá), de forma a permitir a configuração em anel normal com os
disjuntores adjacentes (aos citados disjuntores isolados) fechados, para restabelecimento da
subestação.
b. Mesmo aceitando a versão de que a área Rio/Espírito Santo estivesse isolada, a manobra
a executar seria a energização da LT Adrianópolis 1, com o fechamento dos disjuntores 9232
e/ou 9322, conforme solicitação do ONS às 18h11min.
c. A manobra no disjuntor 9272 da LT Adrianópolis 2, (admitindo como verdadeira a
hipótese da área Rio/Espírito Santo estar isolada) deveria ser de fechamento e jamais
abertura.
d. O tempo gasto pelos operadores da SE Cachoeira Paulista em desbloquear/isolar os
disjuntores desligados automaticamente foi de 23 min, tempo suficiente para os operadores
do COL-CP (Campinas) ( dois operadores no turno) confirmarem as condições da área
Rio/Espírito Santo, junto ao COSR-SE (ONS), CORL-JP (Jacarepaguá) e ainda confirmar a
configuração do barramento e condições dos fluxos com um dos três operadores da SE
Cachoeira Paulista.
3. Na ocorrência de 15/04/2003, às 2h37min, que atingiu os Estados do Rio de Janeiro e
Espírito Santo houve falha do operador da SE Campos, durante a recomposição, falha
essa semelhante ao do operador da SE Adrianópolis em 01/01/2005, conforme consta
no Relatório de Fiscalização RF-FURNAS 04/2003-SFE (Auto de Infração nº021/2003SFE). Naquela ocorrência também foram contatadas falhas dos operadores das
subestações Adrianópolis, Macaé e Vitória, bem com do Centro de Operação de
Jacarepaguá, todas essas instalações pertencentes a FURNAS.
4 Com relação a confiabilidade do suprimento em 500 kV à Área Rio de
Janeiro/Espírito Santo é Importante FURNAS agilizar/antecipar o processo de
substituição, por obsolescência, das proteções de fabricação Westinghouse, tipo SD2H das LTs de 500 kV de seu sistema que operam com essa proteção, previsto para
dezembro de 2006” (grifos da SFE).
36
5.4 OCORRÊNCIA DOS DIAS 26 E 27/9/2007, REFERÊNCIA RF-FURNAS-01/2008-SFE
As ocorrências dos dias 26 e 27/09/2007 acarretaram o desligamento total das cargas do Estado do
Espírito Santo e parte das cargas da região Norte do Estado do Rio de Janeiro. Na constatação C.5 do relatório
consta:
“Constatação (C.5) - Área de Operação
No item 3.1.4 do relatório RAP ONS RE 3/228/2007 constam que: “Às 17h06min
foram normalizadas por FURNAS e AMPLA, sem coordenação com o COSR-SE, as
LTs 138 kV Usina de Campos – Italva C1 e C2 e as cargas da AMPLA (60 MW).
Sendo que a AMPLA desconhecia o desarme das LTs Campos – Macaé Merchant e
a atuação do ECE de perda dupla, pois não foi informada por FURNAS. Dessa
forma, seguindo o procedimento de Linhas de Interligação definido entre os Agentes
(Furnas e AMPLA), a AMPLA solicitou à Furnas a normalização dos circuitos da LT
Usina de Campos – Italva”.
Conforme registrado no Relatório de Fiscalização RF-FURNAS-05/2007-SFE de
09/10/2007, ficou caracterizado que os operadores de FURNAS necessitam de
uma reciclagem com relação aos procedimentos de recomposição. Esta
necessidade de reciclagem também ficou evidenciada após a atuação do ECE
quando os operadores da SE Campos não cumpriram os procedimentos
estabelecidos”.
Recomendação (R.1)
Promover ações de treinamento visando a reciclagem de seus operadores a fim
de evitar a repetição de erros na execução dos procedimentos de
recomposição do sistema e especificamente das cargas desligadas pela
atuação do ECE.” (grifo da SFE),
6. C.6 – FISCALIZAÇÃO DO PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA APÓS O BLECAUTE
6.1 FISCALIZAÇÃO DOS CENTROS REGIONAIS DE OPERAÇÃO DE FURNAS
Dentro da estratégia definida, a equipe da SFE fiscalizou “in loco” os Centros de Operação Regionais de Furnas
CTRS.O, em Campinas - SP , e CTRR.O, em Jacarepaguá - RJ, nos dias 7 e 15 de dezembro de 2009,
respectivamente. Estes foram os centros de Furnas cujas áreas de atuação foram mais afetadas pela perturbação do dia
10 de novembro de 2009.
A Figura 10 mostra a hierarquia existente entre os Centros de Operação Regionais de Furnas e os centros de
operação do ONS.
37
CNOS
Brasília - DF
COSR-N/
CO
ONS
Brasília - DF
COSR-NE
Recife - PE
COSR-SE
COSR-S
Rio de Janeiro RJ
Florianópolis SC
FURNAS
CTRG.O
CTRR.O
CTRS.O
CTRM.O
Araporã MG
Rio de
Janeiro - RJ
Campinas SP
Passos –
MG
Figura 10- Hierarquia entre os Centros de Operação de Furnas e do ONS
O Centro Nacional de Operação do Sistema - CNOS é o centro de operação de nível hierárquico mais alto do
ONS, que atua diretamente sobre os demais centros de operação do Operador Nacional e é responsável pela
coordenação, supervisão e controle da rede de operação, das interligações internacionais e do despacho de geração
das usinas despachadas centralizadamente.
Os Centros de Operação do Sistema Regionais - COSR são centros do ONS, responsáveis pela coordenação,
supervisão e controle da rede de operação regional/local, pela 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, do Controle Automático de Tensão - CAT e do
Esquema de Controle de Segurança - ECS, nas instalações de sua área de atuação.
A área de atuação de cada centro regional 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.
Furnas 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 quatro centros
regionais de operação que são:
•
•
Concentradores de Dados entre o equipamento de supervisão local de cada instalação (Unidade Terminal
Remota) e o Centro de Operação do ONS.
Interlocutores entre os operadores dos centros de operação do ONS e o executor direto da operação das
suas instalações da rede de operação.
6.1.1 Centro de Operação Regional Campinas (CTRS.O)
A Figura 11 apresenta a área de atuação do Centro de Operação Regional Campinas.
38
Figura 11 - Rede de Transmissão Operada pelo CTRS.O
Destaca-se como parte da área de atuação do CTRS.O o tronco de 765 kV desde Foz do Iguaçu até Tijuco
Preto e o elo de corrente contínua entre Foz do Iguaçu e Ibiúna. As Subestações Campinas, Guarulhos, Mogi das
Cruzes, Cachoeira Paulista e Resende também fazem parte da rede operada pelo CTRS.O.
O CTRS.O utiliza o sistema SOL, desenvolvido por Furnas, para supervisão e controle das instalações que
compõem a sua rede de atuação. Todas as subestações contam com equipes de operadores trabalhando em regime de
turnos de revezamento, cobrindo todos os horários do dia.
Além de manter contato com o COSR-SE, com os demais centros de operação regionais de Furnas e com as
subestações mostradas na figura 12, o CTRS.O se relaciona com os seguintes Agentes:
Figura 12 - Relacionamento do CTRS.O com outros Agentes
39
Para cumprir suas atribuições o CTRS.O conta com 26 funcionários estruturados da seguinte forma:
•
•
•
•
•
•
01 Gerente (Engenheiro)
01 Engenheiro
13 Operadores em turno
08 Técnicos no comercial
02 Administrativos
01 Estagiário
Embora dispondo de simuladores de eventos no sistema, a fiscalização da ANEEL/SFE constatou a inexistência
de rotina específica detalhando a sistemática de realização das simulações no processo de reciclagem dos operadores
do CTRS.O/Campinas.
As Figuras 13 e 14 mostram o ambiente no qual são realizadas as simulações.
Figura 13 - Sala de treinamento do CTRS.O
Figura 14 - Sala de treinamento do CTRS.O
O Centro de Operação Regional Campinas possui duas fontes de alimentação em Corrente Alternada para
suprimento das cargas essenciais, sendo uma proveniente do terciário do transformador de 345/138 kV da SE Campinas
e outra proveniente de um alimentador em 11,9 kV da Distribuidora CPFL. Há também um grupo gerador de
emergência, cuja partida se dá automaticamente quando há falta de tensão AC e 10 no-breaks de 3 kVA cada um,
ligados às cargas essenciais do centro.
6.1.2 Centro de Operação Regional Rio (CTRR.O)
A Figura 15 apresenta a área de atuação do Centro de Operação Regional Rio (CTRR.O).
40
Figura 15 - Rede de Transmissão Operada pelo CTRR.O
Todas as subestações mostradas no esquemático acima fazem parte da área de atuação do Centro de
Operação Regional Rio (CTRR.O) com exceção das SE Cachoeira Paulista e Resende, que são operadas pelo Regional
Campinas (CTRS.O).
O CTRR.O utiliza o sistema SOL, desenvolvido por Furnas, para supervisão e controle das instalações que
compõem a sua rede de atuação. Todas as subestações mostradas na figura 15 contam com equipes de operadores
trabalhando em regime de turnos de revezamento, cobrindo todos os horários do dia.
Além de manter contato com o COSR-SE, com os demais centros de operação regionais de Furnas e com as
Subestações mostradas na Figura 15, o CTRR.O se relaciona com outros agentes de Geração, Transmissão e
Distribuição.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou, conforme figuras 16 e 17 que parte do prédio do CTRR.O encontra-se
em reforma. De acordo com Furnas, a previsão para término das obras é até julho de 2010.
Figura 16 - Sala de operação do CTRR.O em reforma
Figura 17 - Sala de operação do CTRR.O em reforma
As Figuras 18 e 19 mostram a sala de operação de tempo real do CTRR.O que está sendo utilizada
41
provisoriamente, até o término da reforma.
Figura 18 - Sala de operação provisória do CTRR.O
Figura 19 - Sala de operação provisória do CTRR.O
Para cumprir suas atribuições o CTRR.O/Jacarepaguá conta com 23 funcionários estruturados da seguinte
forma:
•
•
•
•
•
•
01 Gerente (Engenheiro)
01 Engenheiro
14 Operadores em turno
05 Técnicos no horário comercial
01 Administrativo
01 Estagiário
A fiscalização da ANEEL/SFE foi informada que em 2009 o Simulador foi utilizado uma única vez, em um
treinamento de utilização de ferramenta de telecomando para abertura e fechamento de disjuntor.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que não há uma rotina específica que detalha a sistemática de
realização das simulações nem dos cursos de operação que fazem parte do processo de reciclagem dos operadores do
CTRR.O.
O Centro de Operação Regional Rio possui duas fontes de alimentação em Corrente Alternada, provenientes
dos terciários de dois transformadores 345/138 kV da SE Jacarepaguá. A figura 20 mostra a chegada destes dois
circuitos no prédio do CTRR.O.
42
Figura 20 - Chegada das duas fontes de alimentação CA no prédio do CTRR.O
Observa-se, a partir da figura 20, sinais de corrosão nos transformadores que alimentam o prédio do CTRR.O.
Verifica-se também a presença de vegetação elevada nas proximidades destes transformadores.
Ainda como parte do sistema de suprimento de energia elétrica para as instalações do CTRR.O, a fiscalização
da ANEEL/SFE constatou que não existe um grupo gerador de emergência exclusivo para suprimento das cargas
essenciais do Centro de Operação o qual utiliza, em compartilhamento com a SE Jacarepaguá, o gerador de
emergência existente nesta subestação. A fiscalização da ANEEL/SFE constatou ainda que a partida daquele grupo
gerador se dá automaticamente quando há falta de tensão AC, além de um no-break de 30 kVA e dois bancos de
baterias ligados às cargas essenciais do centro.
Os dois centros de operação regionais de Furnas que foram fiscalizados (CTRS.O e CTRR.O) contam com uma
complexa rede de comunicação de dados e voz, desde as UTRs nas instalações até o centro de operação regional do
ONS, cujos requisitos de qualidade e disponibilidade devem atender ao que estabelece os Procedimentos de Rede
Submódulos 2.7 “Requisitos de Telessupervisão para a Operação” e 13.2 “Requisitos de Telecomunicações”.
6.2 FISCALIZAÇÃO DO PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA APÓS O BLECAUTE
Após 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 de
forma complexa, ficando 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, dificultando a recomposição, como pode ser observado nas figuras
a seguir.
43
260
MW
450
MW
730
MW
Figura 21 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área Rio de Janeiro
44
Figura 22 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área 345 kV de São Paulo
45
Figura 23 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área 230 kV Sul de São Paulo
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou, com base em informações do ONS, que em função da subtensão
configurada no sistema remanescente deveriam ter atuado corretamente as proteções associadas de modo a
proporcionar as condições adequadas para o início da recomposição do sistema.
Nessa situação surgiram dificuldades para as equipe de tempo real dos Centros de Operação, do ONS e dos
Agentes para diagnosticar o que havia ocorrido e identificar qual a parte do sistema que desligou e a parte do sistema
que permaneceu ligada.
A situação acima foi agravada devido a dificuldade natural de se fazer um diagnóstico preciso de uma
ocorrência desse porte, os problemas de indisponibilidades de Unidades Terminais Remotas – UTR e de canais de
comunicação de dados e de voz entre os centros de operação dos agentes e do ONS.
Uma vez identificada a situação do sistema remanescente, duas decisões poderiam ter sido adotadas pelos
centros de operação: desligar parte(s) do sistema, para reduzi-lo a condição necessária para o início da recomposição,
conforme previsto nas Instruções de Operação integrantes dos Procedimentos de Rede, ou tentar ir ligando linhas de
transmissão que foram disponibilizadas para a operação, para a recuperação gradual das condições adequadas de
tensão para atendimento aos consumidores.
46
Diante destas circunstancias, as equipes de tempo real dos centros de operação do ONS e dos Agentes
optaram pela segunda alternativa e gastaram um significativo tempo nas tentativas frustradas de restabelecimentos de
linhas de transmissão para a recuperação do sistema.
Durante este período, permaneciam no sistema situações extremamente precárias de suprimento a
consumidores por meio de condições completamente degradadas de tensão.
Nas condições de tensão que o sistema apresentava deveriam ter atuado as proteções de subtensão das linhas
de transmissão remanescentes, para evitar que os consumidores permanecessem conectados a sistemas com
condições degradadas de tensão, ou que as equipes de operação tivessem que adotar a estratégia de desligar
manualmente parte do sistema remanescente para possibilitar o inicio da sua recomposição.
6.2.1 Desligamento da LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória às 22h39min
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min, de 14 de dezembro de
2009 relata que:
“As altas tensões verificadas nos troncos de 345 e 500 kV impossibilitaram a recomposição
dos circuitos de suprimento à área, até o momento (22h39min) do desligamento automático da
LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória, desfazendo praticamente por completo o remanescente e
precário atendimento às cargas dos Estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo”.
A fiscalização da ANEEL/SFE identificou que não foi possível o restabelecimento de linhas de transmissão que
foram disponibilizadas para a operação logo após a perturbação uma vez que não se conseguia regular a tensão nestas
linha para fechá-las em paralelo com o sistema que permanecia ligado.
Os problemas verificados nas UTR das instalações da área dificultaram que os centros de operação envolvidos
CTRR.O/Furnas e COSR-SE/ONS identificassem de imediato a situação do sistema remanescente e adotassem
medidas no sentido de preservar parte das cargas que permaneceram ligadas após a ocorrência.
As cargas ficaram supridas, ainda que em condições precárias, até as 22h39min, quando a LT 345 kV Ouro
Preto/Vitória desligou automaticamente pelo colapso de tensão em face da configuração do sistema remanescente.
6.2.2 Dificuldades para o controle de tensão na barra de 500 kV da SE Foz do Iguaçu
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min, relata as dificuldades
para controlar a tensão na barra de 500 kV da SE Foz do Iguaçu, para a energização da LT 765 kV Foz do Iguaçu –
Ivaiporã, para fechamento do paralelo da UHE Itaipu-60 Hz com o sistema Sul.
“Após a perturbação, as LTs 500 kV Itaipu – Foz do Iguaçu C1, C2, C3 e C4 permaneceram
energizadas por 4 unidades geradoras de Itaipu 60 Hz, verificou-se tensões elevadas na SE Foz do
Iguaçu 500 kV, dificultando o início da recomposição fluente do tronco de 765 kV. Com a dificuldade
para obtenção do valor de limite de tensão de 765 kV na SE Foz de Iguaçu, a partir da UHE Itaipu 60
Hz, para a energização de um circuito para SE Ivaiporã, foi energizada, às 22h51min, com tensão
proveniente do Sistema Sul, a LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3, com o objetivo de iniciar a recomposição
do tronco de 765 kV”.
47
“Às 23h08min, após o alcance da tensão mínima do setor de 500 kV de Itaipu, foi energizada a LT 765
kV F. Iguaçu - Ivaiporã C3, com a obtenção das condições para esta energização na SE Foz Iguaçu,
fechando o paralelo da Usina de Itaipu com o Sistema Sul, às 23h10min, através do fechamento deste
circuito no setor de 765 kV da SE Ivaiporã”.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que houve demora para conseguir o ajuste do valor de tensão no
barramento de 500 kV da SE Foz do Iguaçu, conforme estabelecido na Instrução de Operação, para a seqüência do
restabelecimento fluente do sistema de transmissão de 765 kV. No entanto, não foi apresentado o motivo que levou a
dificuldade para a adequação do valor de tensão na barra de 500 kV da SE Foz do Iguaçu, necessária para a
energização da linha de transmissão de 765 kV Foz do Iguaçu/Ivaiporã.
Esta condição fez com que as equipes de operação decidissem pela tentativa das 23h04min de fechamento do
paralelo entre os sistemas das regiões Sul e Sudeste na SE Itaberá, sem a UHE Itaipu-60Hz.
6.2.3 Fechamento do paralelo na SE Itaberá às 23h04min
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata tentativa frustrada
de fechamento de paralelo na SE Itaberá
“Com a dificuldade para obtenção do valor de limite de tensão de 765 kV na SE Foz de Iguaçu, a partir
da UHE Itaipu 60 Hz, para a energização de um circuito para SE Ivaiporã, foi energizada, às 22h51min,
com tensão proveniente do Sistema Sul, a LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3, com o objetivo de iniciar a
recomposição do tronco de 765 kV”, sem a UHE Itaipu-60Hz.
“Às 23h04min desligaram automaticamente vários equipamentos durante a tentativa sem sucesso de
fechamento do paralelo entre os Sistemas Sul/Sudeste/Centro Oeste através da LT 765 kV Itaberá - T.
Preto C3”.
“Às 23h04min ocorreu o desligamento automático da LT 500 kV Cachoeira Paulista - Campinas durante
uma tentativa sem sucesso de fechamento do paralelo Sul/Sudeste, a partir da LT 765 kV Ivaiporã Itaberá C3, com tensão proveniente da Região Sul. A partir deste horário, níveis elevados de tensão
levaram à necessidade de desligamento de várias LTs para o controle de tensão e para a obtenção dos
níveis permitidos desta grandeza para recomposição do tronco de 500 e 345 kV de suprimento à área”.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que as 23h04min foi feita uma tentativa de fechamento do paralelo
entre o sistema da região Sul com o sistema da região Sudeste que havia permanecido ligado após a ocorrência das
22h13min.
Conforme relato do RAP ONS-RE-3-252/2009 no momento da tentativa frustrada de fechamento desse paralelo
às 23h04min ocorreram os seguintes desligamentos de linhas de transmissão e equipamentos que estavam ligados na
SE Tijuco Preto:
Desligados automaticamente os AT-01, AT-02 e AT-03 750/500 kV, AT-04, AT-05 e AT-06 750/345 kV,
LT 750 kV Itaberá - T. Preto C3, LTs 500 kV T. Preto - Taubaté, C. Paulista - T. Preto C1 e C2, Ibiúna T. Preto C1 e C2, LTs 345 kV B. Santista - T. Preto C1 e C2, Itapeti - T. Preto C1 e C2, Leste - T. Preto
C1, C2 e C3 e os Banco de Capacitores 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9 e 10 de T. Preto.
Esta tentativa de fechamento foi realizada, sob coordenação da seguinte cadeia operativa COSR-SE do ONS,
CTRS.O/Campinas de Furnas e SE Itaberá de Furnas, com a execução da manobra para o fechamento das LT 765 kV
48
Ivaiporã - Itaberá C3 e Itaberá - Tijuco Preto C3 na SE Itaberá.
Ficou evidenciado durante a escuta das gravações dos diálogos entre as equipes de operação em tempo real e
das informações registradas nos sistemas de supervisão e controle que o CTRS.O/Campinas ordenou o fechamento
de tal paralelo com o pleno conhecimento da condição de elevada diferença de tensão nos terminais do
disjuntor, provenientes dos dois sistemas.
A instrução de Operação IO-RR.SSE - RECOMPOSIÇÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL/SUDESTE- CENTRO
OESTE, Revisão n° 14 de 19/06/2009, integrante do submódulo 10.21 dos Procedimentos de Rede estabelece os
parâmetros que deverão ser observados para o fechamento de paralelos entre regiões:
“(...)
Condições para fechamento de paralelo entre Regiões:
Nas manobras de fechamento de disjuntores é obrigatória a verificação de condições de sincronismo, antes do fechamento do
paralelo entre as Regiões. Os valores limites usuais para fechamento de paralelo são:
Máxima diferença de freqüência igual a 0,2 Hz
Máxima diferença de tensão igual a 10% da tensão nominal (grifo da SFE)
Máxima defasagem angular igual a 10 graus.
(...)”
No entanto, a fiscalização da ANEEL/SFE identificou que tal diferença de tensão estava na ordem de 350 kV
(420 kV do lado de Tijuco Preto e 776 kV do lado de Ivaiporã, cerca de 45% de diferença) o que ocasionou o
desligamento de grande parte do sistema da região Sudeste que permaneceu ligado após a ocorrência de 22h13min.
Para corroborar este entendimento, são apresentados os registros obtidos por meio do sistema de supervisão e
controle da SE Itaberá durante a fiscalização realizada pela ANEEL/SFE e a degravação dos diálogos entre o Centro de
Operação Regional Campinas – CTRS.O de Furnas e a SE Itaberá iniciados às 23h01min.
Itaberá – “Operador da SE Itaberá”.
CTRS.O - Oh “Operador da SE Itaberá”, “Operador do CTRS.O”.
Itaberá - Sim, “Operador do CTRS.O”.
CTRS.O - Vamos lá então, da uma confirmada, vê se tu tem tensão no circuito 3 e no circuito 2 da Itaberá – Tijuco Preto.
Itaberá - Então vejamos... Itaberá – Tijuco Preto circuito 2... Não temos nada... E nem na 3, ainda não.
CTRS.O - Não ta indicando tensão pra ti?
Itaberá - Não.
CTRS.O - Porque é o seguinte a tensão ta baixa, ta em torno de 400 kV.
Itaberá - Em torno de 400 kV?
CTRS.O – Isso.
Itaberá - Ah... Então, é de fato isso aí... Estamos visualizando... Achamos que fosse problema no medidor...
CTRS.O - Tão achando que ta zerada né?
Itaberá – Exato.
CTRS.O - Não, é a tensão do sistema nesse momento... Ta? O que eu quero que tu faça... No circuito 3... Ta me ouvindo
aí “Operador da SE Itaberá”?
Itaberá - Tou ouvindo...
CTRS.O - Eu quero que tu baipasse o banco de capacitor série.
Itaberá - Baipassar o banco de capacitor série do circuito 3?
CTRS.O – Isso.
Itaberá - Ta certo.. Baipassar o banco...
(...)
49
Itaberá – “Operador do CTRS.O”?
CTRS.O – Oi.
Itaberá - O banco de capacitor da linha Itaberá Circuito 3 está baipassado.
CTRS.O - Está baipassado, deixa ele sinalizar aqui pra mim... Vamos ver...
Itaberá - Às 23h02min.
CTRS.O - Beleza, aumentou a tensão, ta? Então o que nós vamos tentar fazer agora, ta?
Itaberá - Aumentou....
CTRS.O - Aumentou uns 10 kV mais ou menos...
Itaberá - Ta em torno de 400, ta em 400 agora...
CTRS.O - É... Viu “Operador da SE Itaberá”, eu vou te chamar em dois minutos, ta? Tu só conversa comigo pra
normalizar...
Itaberá – Positivo.
CTRS.O - Enquanto eu te chamo, daqui a pouco eu quero que tu faça o seguinte: desliga o religador automático da
Itaberá – Tijuco 2.
Itaberá - Tijuco 2?
CTRS.O – Isso.
Itaberá - Ta certo.
CTRS.O - Eu aguardo...
(...)
Itaberá - “Operador do CTRS.O”? Desligado o religador da linha Tijuco 2.
CTRS.O – Ta. Fica na linha aí “Operador da SE Itaberá”...
(...)
CTRS.O - Oh “Operador da SE Itaberá”?
Itaberá – Oba.
CTRS.O - Então vamos fazer uma tentativa, cara, de fazer um paralelo, ta? Tu normalizando a linha Itaberá –
Tijuco circuito 3 no mesmo vão da Itaberá – Ivaiporã 3...
Itaberá - Ta certo, vamos fechar então o disjuntor do meio...
CTRS.O - Ta? Eu já te aviso, vai ser um paralelo.
Itaberá - Vai ser um paralelo...
CTRS.O – Isso.
Itaberá - Vamos tentar então?
CTRS.O - Pode fazer, eu vou aguardar na linha...
(...)
Itaberá - Saltou!
CTRS.O - Saltou tudo?
(...)
Itaberá - Deixa eu ver como é que ta a barra aqui... Saltou...
CTRS.O - Desarmou né?
Itaberá - Desarmou e a tensão de tijuco preto agora subiu né?
CTRS.O - É... Agora subiu a tensão mas é porque saiu bastante carga...
Itaberá - Muita carga?
CTRS.O - Ta então é o seguinte “Operador da SE Itaberá”... Nós vamos começar uma nova normalização do
tronco... Ta? Agora com tensão de Itaipu... Tu pode abrir todos os teus disjuntores de novo.
Itaberá - Ta certo.
(...)
Itaberá – Oh “Operador do CTRS.O”?
CTRS.O - Confirmou? Abriu tudo?
Itaberá - Confirmado, todos os disjuntores... Olha, ainda temos tensão em ITA pela...
CTRS.O - Tijuco preto?
Itaberá - É... Aqui na barra... A barra A ta com tensão? Não, não! O SAGE aqui não ta confiável... o SAGE aqui não ta
confiável... não temos tensão em nada não né? não temos... tem nada... não temos, agora zerou tudo.
CTRS.O - Zerou tudo?
Itaberá – Tudo.
CTRS.O – Ta, então só confirma, você ta com todos os disjuntores abertos né?
50
Itaberá – Positivo.
CTRS.O – Ta, daqui a pouquinho eu falo contigo de novo “Operador da SE Itaberá”...
Itaberá - Tou aguardando.
CTRS.O - Falou, tchau.
Itaberá - Tchau.
Tabela 2 – Degravação dos registros telefônicos ( Fonte: Sistema de gravação de voz de Furnas)
6.2.4 Dificuldades para inserção dos reatores no 500 kV da área Rio de Janeiro
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata dificuldades para a
inserção dos reatores da LT 500 kV Cachoeira Paulista - Adrianópolis necessários para a recomposição fluente da área
Rio de Janeiro/Espírito Santo com tensão proveniente da UHE Marimbondo:
“Nesta etapa, também contribuíram para dificultar o processo de recomposição o insucesso da
inserção do Reator 1, em Cachoeira Paulista, da LT 500 kV Adrianópolis - Cachoeira Paulista e
do Reator 5, em Adrianópolis, da mesma LT”.
Estas dificuldades implicaram na desistência da recomposição da área Rio de Janeiro/Espírito Santo a partir da
área de recomposição da UHE Marimbondo, por meio do circuito 1 dessa LT (circuito prioritário), e a opção pela
recomposição por meio da LT 500 kV Cachoeira Paulista – Resende - Adrianópolis, antigo circuito 2, (recomposição
fluente).
A fiscalização da ANEEL/SFE não obteve, durante as etapas de fiscalização em Furnas, explicações
convincentes para justificar o motivo da impossibilidade de conectar os reatores da LT 500 kV Adrianópolis - Cachoeira
Paulista C1.
Não foi realizada intervenção para correção de eventuais problemas para a conexão dos reatores depois da
ocorrência, tendo em vista que os reatores não ficaram impedidos, tendo sido normalizados logo após a ocorrência,
ainda durante a fase de recomposição coordenada, o que pode, na eventualidade de nova(s) ocorrência o defeito vir a
se manifestar novamente.
6.2.5 Fechamento indevido do disjuntor na SE Adrianópolis
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata o fechamento
indevido do disjuntor na SE Adrianópolis da LT 345 kV Adrianópolis - Itutinga circuito n° 1 em Adrianópolis:
“À 00h45min foi ligada a LT 345 kV Adrianópolis/Itutinga C.2, iniciando a recomposição do
tronco de 345 kV de suprimento à área Rio de Janeiro/Espírito Santo, através das usinas da
bacia do Rio Grande. Até este horário, foram observados diversos fechamentos involuntários do
disjuntor da LT 345 kV Adrianópolis/Itutinga C.1, na SE Adrianópolis, sem qualquer comando do
operador desta SE, demandando a necessidade de desligamento manual deste circuito, por
insucesso de fechamento do mesmo na SE Itutinga e elevada tensão em Adrianópolis”.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que o fechamento indevido deste disjuntor implicou no fechamento em
série da LT 345 kV Adrianópolis - Itutinga C1 com a LT 345 kV Adrianópolis - Itutinga C2, implicando em manobras para
seu desligamento, normalização da configuração e ajustes para novo fechamento.
51
Ao receber tensão pela LT Adrianópolis - Itutinga C2, e normalizá-la no barramento de 345 kV da SE
Adrianópolis, o fechamento involuntário do referido disjuntor energizou em retorno a LT Adrianópolis – Itutinga C1,
sentido contrário ao estabelecido para energização desta última.
Durante a fiscalização realizada pela ANEEL/SFE em Furnas não foram informados os motivos de tal atuação
indevida, nem as providencias adotadas para evitar a repetição deste evento, em função da gravidade deste fato e seus
impactos para o processo de recomposição.
6.2.6 Dificuldades para o fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata dificuldades para o
fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto, para prosseguimento da recomposição da área de Auto
Restabelecimento associada à UHE Ilha Solteira:
“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”.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que às 23h41min, embora tendo demorado a disponibilização de
unidades geradoras por parte da UHE Ilha Solteira para a recomposição fluente da sua área de auto restabelecimento
correspondente, 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 da Eletropaulo por meio 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).
02h35 - SE Tijuco Preto - Desligada manualmente a Barra B1 de 345 kV de maneira a isolar o disjuntor
da LT Itapeti/Tijuco Preto C.1 com uma só fase fechada (Fase A).
02h40 - SE Tijuco Preto - Energizada Barra B1 de 345 kV
02h41 - SE Tijuco Preto - Energizada a LT 345 kV Itapeti – Tijuco Preto C1
02h46 - SE Itapeti - Ligada a LT 345 kV Itapeti – Tijuco Preto C1
52
6.2.7 Dificuldades para a interligação das Barras A e B de 345 kV da SE Tijuco Preto
O RAP ONS-RE-3-252/2009 relata dificuldades para a interligação das Barras A e B de 345 kV da SE Tijuco
Preto:
“Dificuldades para a normalização do barramento de 345 kV da SE Tijuco Preto para o
prosseguimento da recomposição: Às 23h29min, após recomposição de tronco de 765 kV,
através de 1 circuito até a SE Tijuco Preto, foi verificada sobretensão no setor de 345 kV desta
SE, principalmente pelas dificuldades encontradas durante a fase de preparação da
configuração do barramento do setor de 345 kV para a tomada de carga através dos circuitos
Leste - Tijuco Preto. Estas dificuldades deveram-se a atuação de todos os bloqueios dos
Bancos de Capacitores da SE Tijuco Preto, impossibilitando a interligação das Barras A e B de
345 kV desta SE, através do vão das subbarras dos capacitores, como também pela perda do
serviço auxiliar na estação, afetando o sistema de comando do disjuntor para a utilização do
vão do AT07 750/345 kV, como alternativa para aquela interligação. Após abertura da
seccionadora da LT 345 kV B. Santista - Tijuco Preto de maneira a possibilitar a utilização do
vão deste equipamento para a tomada de carga pela ELETROPAULO, foram energizadas a
partir da SE Tijuco Preto a LT 345 kV Leste – Tijuco Preto C1 às 23h42min e o C2 às
23h45min. À 00h03min foi ligada a LT 345 kV Leste - Tijuco Preto C2 e iniciada a tomada de
carga nas SEs Leste e Ramon Rebert Filho, eliminando a sobretensão verificada”.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que os disjuntores de 345 kV dos Bancos de Capacitores da SE Tijuco
Preto tiveram atuação de bloqueios que impossibilitaram a interligação das Barras A e B de 345 kV desta SE, para a
seqüência da recomposição por meio da tensão proveniente do sistema de 765 kV.
Houve perda do serviço auxiliar da SE Tijuco Preto, que afetou o sistema de supervisão, comando e controle
dos disjuntores do vão do AT-07 765/345 kV e impossibilitou sua utilização como alternativa para esta recomposição.
A alternativa adotada para a superação dos problemas foi a utilização do vão da LT 345 kV Baixada Santista Tijuco Preto, após abertura da seccionadora desta LT, para possibilitar o prosseguimento da recomposição e a
normalização de cargas da ELETROPAULO, por meio da LT 345 kV Leste - Tijuco Preto C1 e C2, conforme relatado no
RAP ONS-RE-3-252/2009:
23h40 - SE Tijuco Preto - Desconectada a LT 345 kV Baixada Santista – Tijuco Preto C1 do barramento
de 345 kV com o objetivo de permitir a utilização dos disjuntores do seu vão para a energização das
barras B1 e B2 de 345 kV.
23h41 - SE Tijuco Preto - Energizadas as Barras B1 e B2 de 345 kV
6.2.8 Explosão do pára-raios de 500 kV da SE Tijuco Preto
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata a explosão do páraraios do lado de 500 kV da fase B do transformador de 765/500 kV da SE Tijuco Preto
“À 01h43min foi fechado o paralelo entre Itaipu/Sistema Sul/Tronco de 765 kV/São Paulo e o tronco de
500 kV de suprimento à área Rio de Janeiro/Espírito Santo, através da LT 500 kV T. Preto - C. Paulista
C.1”.
53
“Às 02h19min o paralelo entre Itaipu/Sistema Sul/Tronco de 765 kV/São Paulo e o tronco de 500 kV de
suprimento à área Rio de Janeiro / Espírito Santo foi desfeito com a abertura da LT 500 kV T. Preto - C.
Paulista C1, durante tentativa de energização do AT01 750/500 kV de T. Preto, impedida pela atuação
da proteção diferencial deste equipamento e queima do pára-raios de uma de suas fases”.
“Às 02h30min novamente foi fechado o paralelo entre Itaipu/Sistema Sul/Tronco de 765 kV/São Paulo e
o tronco de 500 kV de suprimento à área Rio de Janeiro / Espírito Santo, através da LT 500 kV T. Preto C. Paulista C.1”.
Furnas não esclareceu para a fiscalização da ANEEL/SFE quais foram as circunstancias que levaram à
explosão desse pára-raios e as conseqüências advindas dessa explosão para o sistema que estava sendo normalizado.
6.2.9 Sobrecarga na LT 500 kV Campinas - Cachoeira Paulista
O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata a ocorrência de
sobrecarga na LT 500 kV Campinas - Cachoeira Paulista durante o blecaute
“Após os desligamentos verificados, as condições operativas para o início do processo de recomposição
eram caracterizadas por um perfil de tensão extremamente baixo (cerca de 0,23 pu), com o
Transformador 230 / 138 kV da UHE Mascarenhas, a LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória e o tronco de 500
kV da Usina de Marimbondo (excetuando-se a LT 500 kV Cachoeira Paulista – Itajubá 3) suprindo
cargas na área Rio de Janeiro / Espírito Santo e na área São Paulo, através da LT 500 kV Campinas Cachoeira Paulista, este último equipamento, em sobrecarga acima do limite admitido para emergência
(130 % do valor nominal)”.
A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que os problemas de supervisão existentes dificultaram a identificação
da situação do sistema que estava levando à condição de sobrecarga na LT 500 kV Campinas - Cachoeira Paulista, que
ficou nessa condição até o seu desligamento automático provocado pelos impactos da tentativa de fechamento do
paralelo entre as regiões Sul e Sudeste às 23h04min, na SE Itaberá.
Recomendação (R.2)
Instalação de relés de “check “de sincronismo nas subestações do sistema de transmissão 765 kV, bem como
nas instalações onde poderão ocorrer fechamentos de paralelos durante recomposição dos subsistemas.
Não-Conformidade (N.4)
Foi verificado o descumprimento da Primeira Subcláusula, da Cláusula Terceira do Contrato de Concessão de
Transmissão n° 062/2001 - ANEEL, referente à falha da operação de Furnas quando do fechamento do paralelo em
Itaberá às 23h04min sem respeitar a condição de máxima diferença de tensão igual a 10% do valor nominal, conforme
instrução de Operação IO-RR.SSE - RECOMPOSIÇÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL/SUDESTE- CENTRO OESTE,
Revisão n° 14 de 19/06/2009, expresso nos Procedimentos de Rede aprovados pela ANEEL.
“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
54
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; (grifo da SFE).
Prazo para regularização: 30 dias
Não-Conformidade (N.5)
Descumprimento da Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão 062/2001, para
transmissão de energia elétrica celebrado entre a União e Furnas Centrais Elétricas S.A. – FURNAS, referente à falha
da equipe de operação quando do fechamento do paralelo em Itaberá às 23h04min com elevada diferença de tensão
entre os subsistemas Sul e Sudeste
“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, inerentes à concessão regulada por este CONTRATO:
(...)
II - Com a qualidade do serviço concedido:
(...)
b - manter seus empregados treinados e atualizados, visando assegurar, permanentemente, a melhoria da qualidade e
eficiência na prestação do serviço concedido” (grifo nosso);”
Prazo para regularização: 30 dias
Determinação (D.3)
Promover reciclagem das equipes de operação das Instalações e Centros de Operação de Furnas visando
evitar a repetição de erros na execução dos procedimentos de recomposição do sistema em relação aos previstos
nas Instruções de Operação dos Procedimentos de Rede.
Prazo para cumprimento: 30 dias
Não-Conformidade (N.6)
Foi verificado o descumprimento da Primeira Subcláusula, da Cláusula Terceira do Contrato de Concessão de
Transmissão n° 062/2001 - ANEEL, referente aos aspectos relacionados, tais como: desligamento da LT 345 kV Ouro
Preto 2 - Vitória às 22h39min, dificuldades para o controle de tensão na barra de 500 kV da SE Foz do Iguaçu,
dificuldades para inserção dos reatores no 500 kV da área Rio de Janeiro, fechamento indevido do disjuntor na SE
Adrianópolis, dificuldades para o fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto, dificuldades para a interligação das
Barras A e B de 345 kV da SE Tijuco Preto, explosão do pára-raios de 500 kV da SE Tijuco Preto.
“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
55
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; (grifo da SFE).
Prazo para regularização: 30 dias
7. C.7 – PÁRA-RAIOS SUBESTAÇÕES DE FURNAS
7.1 Subestação Itaberá
No período de 16 a 19 de novembro de 2009, a fiscalização da ANEEL/SFE, reuniu-se com os técnicos de
Furnas na subestação Itaberá, localizado na cidade de mesmo nome, no estado de São Paulo para início dos trabalhos
de fiscalização para apuração das causas do blecaute ocorrido no SIN no dia 10 de novembro de 2009 às 22h13min.
O blecaute teve início às 22h13min (horário brasileiro de verão) com uma falta monofásica (incidência de um
curto-circuito - flashover), envolvendo a fase Branca (B) e a terra, na LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1, localizados no
isolador de pedestal do filtro de ondas do terminal da SE Itaberá.
Antes da eliminação do defeito acima, cerca de 13,5 ms após, ocorreu um novo curto-circuito monofásico
envolvendo a fase vermelha (A) da LT 765 kV Itaberá-Ivaiporã C2.
Na seqüência, antes da eliminação dos defeitos nos circuitos 1 e 2, houve novo defeito cerca de 3,5 ms
depois, envolvendo a fase Azul (C), localizado na Barra A de 765 kV da SE Itaberá.
A falha no circuito 1 da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1 foi eliminada pelas atuações das proteções Principais e
Alternadas de distância, baseadas no princípio de ondas trafegantes (RALZA-ABB), em 48 ms, em ambos os terminais
da linha.
A falha no circuito 2 da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C2 foi eliminada em 48,8 ms, pelas atuações das
proteções principais e alternadas de sobrecorrente direcionais para faltas desbalanceadas (MOD III-GE), unidades de
subalcance em Itaberá e de sobrealcance, associados aos esquemas de teleproteção, no terminal de Ivaiporã.
A falha na Barra A – 765 kV, da SE Itaberá, foi eliminada pela atuação da proteção Diferencial de Barra local
(7SS52-SIEMENS), em 41,9 ms.
Por meio da análise de fotos, apresentadas na seqüência, obtidas na SE Itaberá é possível avaliar a extensão
dos curtos-circuitos nos equipamentos da subestação
56
Figura 24 - Detalhe da descarga na estrutura de sustentação do isolador
Figura 25 - Detalhe da Descarga na coluna do isolador e cabo de aterramento
57
Figura 26 - Detalhe da Descarga na cabo de aterramento do isolador
Marcas de
Descargas
elétricas
Marcas de
Descargas
elétricas
Marcas de
Descargas
elétricas
Figura 27 - Detalhe das descargas elétricas na coluna isolante do filtro de onda
58
Figura 28 - Detalhe da Descarga na coluna do isolador.
Na figura a seguir, foi destacado, no diagrama unifilar da SE Itaberá, os locais onde foram registrados os
curtos-circuitos responsáveis pelos desligamentos das linhas de transmissão 765 kV Ivaiporã – Itaberá C1, C2 e C3 e
da barra A de 765 kV da subestação.
Fase C
Fase A
Fase B
Figura 29 -Localização das descargas atmosféricas
As falhas acima foram responsáveis pelos desligamentos dos circuitos 1 e 2 e da LT Ivaiporã - Itaberá e da
barra A da SE Itaberá e não teriam sido responsáveis, isoladamente, pela contingência tripla destes circuitos se não
houvesse o desligamento do circuito 3 LT Ivaiporã - Itaberá pela atuação da proteção de sobrecorrente residual do
reator de linha, no terminal de Ivaiporã.
Os curtos-circuitos provocados pelas falhas no isolamento da subestação de Itaberá acarretaram os
desligamentos do sistema de transmissão de 765 kV, e encontram-se registrados no Relatório de Análise de
Perturbação – RAP ONS-RE-3-252/2009. Esses curtos-circuitos foram ocasionados, provavelmente, por sobretensões
de origem ainda não determinada.
59
Sobretensões em sistemas elétricos podem ser ocasionados por curtos-circuitos, ações de manobras no
sistema (abertura ou fechamento de disjuntores e seccionadoras) ou descargas atmosféricas, cada um desses
fenômenos com características próprias, seja de intensidade ou duração1.
Com o objetivo de evitar falhas nos sistemas elétricos e principalmente evitar a danificação de equipamentos
de potência localizados em instalações elétricas causadas por sobretensões acima da capacidade de isolamento
destes equipamentos, subestações de potência necessitam de dispositivos de proteção contra estas sobretensões,
cuja proteção, tradicionalmente, tem se mostrado adequada por meio da instalação de pára-raios, associados a outros
sistemas de proteção e coordenados com o sistema de proteção e controle dos equipamentos da subestação.
Na figura a seguir é apresentado o arranjo típico da instalação de pára-raios para a proteção de um
equipamento de potência.
Figura 30 - Proteção de transformador: (a) representação simbólica, (b) Diagrama elétrico adaptado de (PEREIRA, 1985)
O esquema apresentado acima descreve que quando uma onda t1 incide em direção a um transformador T
através da linha L, o pára-raios deverá absorver uma onda de corrente (Ia) fazendo com que a tensão terminal
resultante nos terminais do transformador seja apenas a onda t2, que é menor que t1 e que deve ser adequada às
características de isolamento do equipamento protegido.
Na ocorrência de uma sobretensão atmosférica, a amplitude resultante t2 não danificará o isolamento do
transformador se a distância Ld for suficientemente pequena. A distância adequada entre o pára-raios e o
transformador é convenientemente verificada através de simulações em programas computacionais para cálculos de
transitórios eletromagnéticos.
1
PEREIRA, M. P.; 1985. Equipamentos Elétricos: Especificação e Aplicação em Subestações de Alta Tensão. p.
124-145. Rio de Janeiro:Furnas
60
Portanto, a função básica dos dispositivos de proteção contra sobretensões é a de reduzir a amplitude das
sobretensões de frentes lenta e rápida nos terminais dos equipamentos ou dos sistemas protegidos a níveis préestabelecidos e operacionalmente aceitáveis, de modo que após a ocorrência destas solicitações a isolação dos
equipamentos ou dos sistemas não fique comprometida2.
Dessa forma, não seria esperado que a incidência de sobretensões fosse capaz de romper o isolamento da
subestação, somente na hipótese de falha do sistema de isolação da subestação, representado, principalmente, pelos
pára-raios.
Considerando as afirmações acima e o histórico apresentado no anexo 02, que apresenta a grande incidência
de falhas no sistema de transmissão 765 kV que somam mais de cem ocorrências verificadas desde o ano de 2005.
A SE Itaberá conta com 48 (quarenta e oito) pára-raios do tipo estação, todos de Óxido de Zinco (ZnO) que
foram instalados quando da implantação do sistema de transmissão 765 kV, ocorrido na década de 80, portanto com
mais de 25 anos de operação.
Durante a fiscalização foram verificadas as condições de operação dos pára-raios por meio de inspeções no
pátio da subestação e análise dos relatórios de manutenção dos equipamentos constantes das pastas de manutenção
individuais dos pára-raios, localizados no setor de manutenção da SE Itaberá.
Nas inspeções visuais de pátio foram verificadas, pela equipe de fiscalização, as condições de operação dos
equipamentos sendo analisados os seguintes pontos:
Análise da integridade e limpeza dos invólucros isolantes;
Integridade das conexões do sistema de aterramento;
Corrosões diversas;
Funcionamento do sistema de supervisão dos pára-raios formado pelo contador de descargas e
medidor de corrente de fuga;
Integridade na cimentação entre os invólucros isolantes e as flanges metálicas.
Das análises acima, foi constatado pela equipe de fiscalização a situação da grande maioria dos pára-raios
instalados na SE Itaberá, onde foi evidenciada a existência de inúmeros equipamentos apresentando corrosões
diversas, conexões do cabo de aterramento e medidor de corrente de fuga com oxidações, contadores de
descargas inoperantes, medidores de corrente de fuga total com correntes acima dos valores limites indicados
na placa de identificação dos pára-raios (5mA), contaminação dos invólucros isolantes dos pára-raios com
camadas condutivas resultantes da reação química dos flanges metálicos (oxidação) e sujeira, além do
excessivo desgaste da cimentação dos flanges metálicos nas bases dos invólucros isolantes.
Na grande maioria dos pára-raios da SE Itaberá foi constatada a inoperância dos contadores de operações,
além do registro de correntes de fuga total em valores superiores aos valores limites indicados pelo fabricante (placas
de identificação dos equipamentos), de forma sustentada desde o ano de 2008.
Os registros da fiscalização da ANEEL/SFE, referente à constatação acima, são confirmados pelas leituras
semanais dos operadores da SE Itaberá que se encontram juntados ao processo.
2
BRITO, TALES MARQUES DE, 2006. Metodologia de Manutenção Centrada em Confiabilidade aplicada a PáraRaios de Alta Tensão. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção e Sistemas), Universidade Federal de
Santa Catarina.
61
A medição de corrente de fuga total é realizada por meio de miliamperímetros conectados em série,
diretamente no cabo de aterramento dos pára-raios ou por meio de aparelhos portáteis.
É importante destacar que a análise isolada da corrente de fuga total não é determinante para a substituição
de um pára-raios, uma vez que há a necessidade de identificar precisamente a componente resistiva da corrente que
possui efeito mais representativo para avaliação das condições do equipamento.
Vale destacar, também as condições precárias de operação da grande maioria destes medidores, onde foram
identificadas umidade excessiva, oxidações diversas e o não funcionamento de alguns contadores de operações.
Embora a informação da corrente de fuga total seja relevante como sinalização para uma eventual degradação
das condições operativas do equipamento, muitos desses medidores estavam com suas leituras acima dos valores
limites, além do fato das condições precárias que a grande maioria registrava (umidade excessiva, oxidações nas
conexões).
As fotos a seguir apresentam as condições operativas dos pára-raios instalados na SE Itaberá, onde podem
ser comprovadas as condições precárias de manutenção destes equipamentos.
Contador de operações de
descargas inoperante
Figura 31 - Monitoramento do pára-raios fase A do RE da LT Itaberá – Ivaiporã 1
Corrente de fuga total 100%
acima do valor limite (5 mA)
Contador de operações
descargas inoperante
Figura 32 - Monitoramento do pára-raios fase B do RE da LT Itaberá – Ivaiporã 1
62
Desgaste do flange metálico
por corrosão
Desgaste na
cimentação
Poluição / ferrugem no
invólucro isolante.
(a)
Desgaste na
cimentação
Poluição por ferrugem
no invólucro isolante
(b)
Figura 33 - Pára-raios da fase reserva do reator da LT Itaberá - Ivaiporã 1
63
Degradação do
flange superior
por corrosão
(a)
Poluição/sujeira na
coluna do
invólucro isolante.
(b)
Figura 34 - Pára-Raios da fase B do Reator da LT Ivaiporã - Itaberá 2.
64
Degradação do
flange superior
por corrosão
Poluição/ferrugem
no invólucro
isolante
(a)
Degradação do
flange superior
por corrosão
Poluição/ferrugem
no invólucro
isolante
(b)
Figura 35 - Pára-raios da fase C do Reator da LT Ivaiporã-Itaberá 2
Para efeito de comparação serão apresentados, nas figuras 36 e 37, foto de pára-raios novo
instalado na SE Itaberá, destaca-se a inexistência de sujeiras nas colunas isolantes, sejam elas de
ferrugem ou de poluição atmosférica e também o sistema de monitoramento do pára-raios (contador de
operações e medidor de corrente de fuga) em perfeitas condições de funcionamento.
65
Figura 36 - Pára-raios (novo) da fase A da LT Ivaiporã - Itaberá 3
Figura 37 - Sistema de monitoramento do pára-raios da fase C da LT Ivaiporã - Itaberá 3
Na seqüência será dado continuidade aos registros fotográficos dos pára-raios instalados na SE
Itaberá comprovando as deficiências verificadas na gestão da manutenção destes equipamentos.
66
Degradação do
flange superior
por corrosão
(a)
Degradação do
flange superior
por corrosão
(b)
Degradação da
cimentação de
conexão da
flange
(c)
Poluição/ferrugem no
invólucro isolante
Degradação do
flange inferior
por corrosão
(d)
Figura 38 - pára-raios da fase B do Banco de Capacitor Série - da LT Itaberá-Tijuco Preto 3
67
Poluição/ferrugem
no invólucro
isolante
(a)
Degradação da
cimentação de
conexão da
flange
(b)
Degradação da
flange inferior
por corrosão.
(c)
Figura 39 - Pára-raios da fase A do Banco de Capacitor Série da LT Itaberá - Tijuco Preto 3
Nos pára-raios instalados na barra B da SE Itaberá, é possível perceber que a empresa optou pelo arranjo
multi-colunas, comumente utilizado para sistemas que requerem uma maior absorção de energia.
Vale destacar que para este arranjo a distribuição de corrente de fuga deverá ser o mais uniforme possível
através dos conjuntos paralelos, entretanto, em todos os conjuntos de pára-raios multi-colunas instalados foram
68
verificados diferentes registros de correntes de fuga, inclusive com valores acima dos limite (5 mA) nas diferentes
colunas de uma mesma fase, como pode ser observado nos registros a seguir.
Degradação da
flange por
corrosão
Poluição/
ferrugem no
invólucro
isolante
Degradação da
flange por
corrosão.
(a)
Degradação da
cimentação de
conexão da flange
Poluição/
ferrugem no
invólucro
isolante
Degradação
da flange por
corrosão.
(b)
Figura 40 - Pára-raios da fase C da barra B da SE Itaberá.
Corrente de fuga total 100% acima
do valor limite (5 mA)
Figura 41 -Sistema de monitoramento da coluna 3 do pára-raios da fase C da barra B da SE Itaberá.
Nas fotografias a seguir serão apresentadas as condições de operações dos pára-raios instalados nos
69
capacitores série dos circuitos que partem para a SE Tijuco Preto e da barra B. Nas fotos referentes aos medidores de
corrente de fuga serão registrados apenas aqueles com correntes de fuga superiores ao valor de referência ( 5 mA).
Degradação da
flange por
corrosão.
Degradação da
flange por
corrosão.
(a)
Poluição/
ferrugem no
invólucro
isolante
(b)
Figura 42 - Pára-raios da fase B da barra B da SE Itaberá.
Corrente de fuga total 100%
acima do valor limite (5 mA)
Figura 43 - Sistema de monitoramento da coluna 3 do pára-raios da fase B da barra B da SE Itaberá
70
Degradação da
flange por
corrosão.
(a)
Degradação da
flange por
corrosão.
Poluição/
ferrugem no
invólucro
isolante
(b)
Figura 44 - Pára-raios da fase A da barra B da SE Itaberá
Corrente de fuga total 100%
acima do valor limite (5 mA)
Figura 45 -Sistema de monitoramento da coluna 3 do Pára raios da fase A da barra B da SE Itaberá.
71
Conexão do medidor de
corrente de fuga com corrosão.
Figura 46 - Conexão do sistema de monitoramento do pára raios da fase C da LT Itaberá - Tijuco Preto 2
Durante as inspeções, observou-se que alguns pára-raios foram, pontualmente, substituídos, oportunidade em
que foi identificada a existência de pára-raios antigos e novos localizados no almoxarifado da SE Itaberá, como pode
ser observado a seguir:
Figura 47 - Pára-raios antigos retirados da SE Itaberá
72
Figura 48 - Pára-raios antigos retirados da SE Itaberá
Figura 49 - Placa de identificação dos pára-raios antigos retirados da SE Itaberá
Nas fotos a seguir encontram-se os pára-raios novos localizados no almoxarifado da SE Itaberá e
que segundo relatos dos técnicos de Furnas estão aguardando programação para instalação.
73
Figura 50 - Pára-raios novos aguardando instalação na SE Itaberá.
Figura 51 - Placa de identificação dos pára-raios novos que serão instalados na SE Itaberá
A auditoria no sistema de gestão da manutenção não identificou a programação da instalação dos pára-raios e
principalmente a motivação pela troca dos mesmos, a informação que foi repassada durante as inspeções de pátio é
que a troca teria sido indicada pelas equipes de estudo do Escritório Central (RJ) e que não haveria uma motivação
específica para troca dos equipamentos.
Considerando a importância destes equipamentos, a fiscalização da ANEEL/SFE solicitou a pasta de
manutenção dos pára-raios para avaliação das fichas individuais de manutenção com o objetivo de tentar identificar
variações nas características dos equipamentos, por meio da análise dos resultados dos últimos ensaios, que
eventualmente justificassem suas substituições.
Da análise das fichas individuais de todos os pára-raios da subestação de Itaberá verificou-se que somente
constam os ensaios de comissionamentos dos equipamentos, ou seja, somente encontram-se registrados nas fichas
dos equipamentos os ensaios quando da instalação dos equipamentos, ocorridos na década de 80, conclui-se, então,
74
que esses equipamentos não passaram por novos ensaios ou manutenções durante o período de operação, a
exceção, seguramente, de ensaios preditivos, como termovisão, medições de corrente resistiva de fuga, que não se
encontram registradas nas pastas dos equipamentos.
Nos equipamentos substituídos, porém, foram identificados os ensaios de instalação dos novos pára-raios,
além de ter sido identificada a Carta DRQ.O ( DAT.O.I.097.2007), de 4 de maio de 2007, da área normativa de Furnas,
solicitando a substituição imediata de alguns pára-raios classificados como defeituosos, indicando a motivação
da substituição dos equipamentos, como pode ser observado na imagem do referido documento que se encontra
digitalizado, a seguir:
Figura 52 - Imagem digitalizada Carta DRQ.O ( DAT.O.I.097.2007), de 4/5/2007, (grifos da SFE)
No documento acima, é possível identificar que a necessidade da troca dos equipamentos teria ocorrido em
decorrência de estudo realizado pelo CEPEL – Centro de Pesquisas em Energia Elétrica ( Relatório DIE 30.846/06 –
Proposta DIE-30.366/03 –Rev. 01) concluído no ano de 2006 ( Anexo 9 do Processo)
O referido estudo classificou o estado operativo dos pára-raios instalados nas subestações da empresa, com
base em ensaios normatizados para diversos níveis de tensão, inclusive os instalados no sistema 765 kV.
75
No que se refere aos pára-raios da SE Itaberá, citados na Carta acima, vários equipamentos foram indicados
para substituição imediata, em função do resultado do estudo ter classificado estes equipamentos como
defeituosos e da ocorrência do dia 18/02/2007 (grifo da SFE).
É importante destacar que apesar da necessidade de substituição imediata dos equipamentos,
decorreram um longo período ( de 4 a 11 meses) após a solicitação inicial que ocorreu em maio de 2007.
Item Identificação dos pára-raios
1
2
3
4
5
6
Fase B do Banco de Capacitor Série da LT
Itaberá-Tijuco Preto 2
Fase B da LT Itaberá-Ivaiporá 3
Fase A da LT Itaberá-Tijuco Preto 1
Fase A da LT Itaberá-Ivaiporá 3
Fase C da LT Itaberá-Ivaiporá 3
Fase A da LT Itaberá-Tijuco Preto 2
Data da
substituição
16/09/2007
Tempo
decorrido para
substuição
4 meses
07/10/2007
21/10/2007
08/03/2008
09/03/2008
06/04/2008
6 meses
6 meses
10 meses
10 meses
11 meses
Tabela 3 - Pára-raios indicados como defeituosos substituídos na SE Itaberá
Da análise do relatório do CEPEL, verifica-se que outros pára-raios indicados no estudo como
defeituosos também necessitavam ser substituídos, entretanto a empresa não procederia a substituição dos
demais por insuficiência de equipamentos para esta ação, solicitando, inclusive, a aquisição imediata, uma vez que
a empresa ficaria, naquele momento, sem equipamentos sobressalentes para substituição. (grifo da SFE)
Outra conclusão relevante é que apesar da necessidade de aquisição destes equipamentos, face aos
riscos aos quais o sistema de transmissão de Furnas, inclusive para outros níveis de tensão (345 e 500 kV), houve
restrições orçamentárias para esta ação (grifo da SFE).
Considerando a importância do estudo citado na Carta DRQ.O ( DAT.O.I.097.2007), de 04 de maio de 2007, a
SFE, por meio do Ofício nº 694/2009-SFE/ANEEL, de 22 de dezembro de 2009, solicitou que fosse enviado o estudo
completo de diagnóstico dos Pára-raios instalados no sistema da empresa para análise.
Por meio da Carta nº SO.O.031.2009, de 23 de dezembro de 2009, Furnas encaminhou o estudo de
diagnóstico de Pára-raios.
O estudo realizado pelo CEPEL iniciou em 2004 e foi efetivamente concluído no ano de 2006. Este estudo
avaliou as condições de todos os pára-raios do tipo estação instalados no sistema de transmissão de Furnas das
subestações de transmissão listadas a seguir:
Ibiúna
Itaberá
Foz do Iguaçu
Cachoeira Paulista
Adrianópolis
76
Jacarepaguá
Grajaú
O universo dos pára-raios instalados nas subestações acima foram de 653 unidades, entretanto por razões
operacionais ( dificuldade de acesso aos pontos de medição, entre outras) a análise dos pára-raios foi realizada em
619 unidades.
Para classificação do estado operativo dos pára-raios o CEPEL utilizou os ensaios de termovisão, rádiointerferência e análise da corrente de fuga, resultando na necessidade de substituição de 142 pára-raios do
sistema de transmissão de Furnas, ou seja, aproximadamente 23% (grifo da SFE).
A conclusão acima é extremamente grave e necessita de ações urgentes por parte da empresa face a
importância extrema destes equipamentos para a operação contínua e segura do sistema elétrico brasileiro
dada a relevância das instalações de Furnas para a operação do SIN (grifo da SFE).
Na tabela 4, extraída do Relatório do CEPEL (página 56/58), são apresentadas as conclusões finais do
estudo onde é possível perceber a extrema vulnerabilidade das instalações de transmissão em função das
condições operativos os pára-raios instalados (grifo da SFE):
Classificação
Ibiúna
Foz do
Cach.
Itaberá
Adrianópolis Jacarepaguá
Iguaçú
Paulista
Grajaú
Melhor
Condição
05
(5,1%)
07
(3,5%)
Normal
Suspeito
Defeituoso
TOTAL
-
55
153
23
(55,1%) (77,3%) (47,9%)
30
30
18
(30,6%) (15,2%) (37,5%)
09
08
07
(9,2%)
(4%) (14,6%)
98
198
48
(100%) (100%) (100%)
-
03
(3,1%)
02
(2,6%)
04
(6,7%)
30
(71,4%)
06
(14,3%)
06
(14,3%)
42
(100 %)
48
(50,0%)
26
(27,1%)
19
(19,8%)
96
(100%)
40
(51,9%)
24
(31,2%)
11
(14,3%)
77
(100%)
42
(70,0%)
10
(16,6%)
04
(6,7%)
60
(100%)
Tabela 4 - Pára-raios classificados por subestação (Fonte: Relatório CEPEL DIE 30.846/06 - Proposta
DIE 30.366/03 – Rev. 01)
Da análise dos resultados acima, limitando-se apenas ao tronco de 765 kV, conclui-se que entre
equipamentos suspeitos e defeituosos o quantitativo estava em torno 20% na SE Foz do Iguaçu enquanto que
na SE Itaberá este número ultrapassou os 50% dos pára-raios instalados, com destaque para a grande
quantidade de equipamentos suspeitos e defeituosos e a ausência de equipamento na situação “ Melhor
Condição.” ( grifo da SFE)
77
SE Itaberá
Defeituoso
15%
Normal
47%
Suspeito
38%
Figura 53 - Representação gráfica do resultado do Estudo de Diagnóstico dos
Pára-raios instalados na SE Itaberá.
SE Foz do Iguaçú
D e f e it uo s o
4%
M e lho r C o ndiç ã o
4%
S us pe it o
15 %
N o rm a l
77%
Figura 54 - Representação gráfica do resultado do Estudo de Diagnóstico dos
Pára-raios instalados na SE Foz do Iguaçu
Considerando as deficiências de manutenção identificadas nos pára-raios instalados na SE Itaberá e o
resultado do estudo realizado pelo CEPEL incluindo outra instalação do tronco de 765 kV (SE Foz do Iguaçu) e
principalmente a importância destas instalações para a operação do SIN, no período de 8 a 12 de dezembro de 2009
foi deslocada equipe de fiscalização da ANEEL/SFE para inspeção nas condições gerais de manutenção e
conservação destes ativos.
78
7.2 SE Ivaiporã
Degradação
das flanges por
corrosão.
(b)
Degradação
das flanges por
corrosão.
Sujeira da base do isolador
decorrente da
poluição/ferrugem das partes
metálicas do pára-raios
Degradação da
flange inferior
por corrosão.
(a)
Degradação do
suporte por
corrosão.
(c)
Figura 55 - Pára-raios do banco de reatores da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C3, com
elevado grau de corrosão
79
Degradação
das flanges por
corrosão.
Poluição/ferruge
m no invólucro
isolante
Poluição/ferrugem
/sujeira da coluna
do invólucro
isolante.
Degradação
das flanges por
corrosão.
Degradação
das flanges por
corrosão.
(a)
Degradação da
flange inferior
por corrosão.
Corrosão na conexão
do cabo de
aterramento.
Corrosão na estrutura
de sustentação do
pára
pára-raios
(b)
Figura 56 - Pára-raios
raios do banco de capacitores série da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã, com
elevado grau de corrosão
80
Degradação
das flanges por
corrosão.
Degradação
das flanges por
corrosão.
Degradação da
flange inferior
por corrosão.
(a)
Figura 57 - Pára-raios do banco de reatores da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C2
7.3 SE Foz do Iguaçu
Desgaste do
flange
metálico
(a)
Figura 58 -Ferrugem no pára-raios da fase A da LT 500 kV Itaipu 60 Hz - Foz do Iguaçu C2.
81
Contador de
operações
inoperante
Figura 59 - Detalhe do contador de operações do pára-raios fase A da LT 500 kV Itaipu 60 Hz - Foz do Iguaçu C2.
(a)
Contador de
operações de
descargas
inoperante
(b)
Figura 60 – Pára-raios do autotransformador AT01 fase B lado de 765 kV.
82
Desgaste do
flange metálico
(a)
Poluição por ferrugem
no invólucro isolante
(b)
Figura 61 - Ferrugem no pára-raios da fase reserva do reator da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C3
Contador de operações
de descargas sem
condições de leitura.
Figura 62 - Contador de operações do pára-raios da fase reserva
do reator da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C3
83
Contador de operações
inoperante.
Figura 64 - Detalhe do contador de operações do páraraios da fase C do reator 2 da LT Foz - Ivaiporã
Figura 63 - Pára-raios da fase C do reator 2 da LT765 kV
Foz do Iguaçu - Ivaiporã
Figura 66 - Detalhe do contador de operações do
pára-raios da fase A do reator 2 da LT 765 kV Foz do
Iguaçu - Ivaiporã
Figura 65 - Pára-raios da fase A do reator 2 da LT 765
kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã
84
Contador de
operações de
descargas
inoperante
Figura 67 - Pára-raios da fase C do reator da LT
765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C1.
Figura 68 - Detalhe do contador de operações do páraraios da fase C do reator da LT 765 kV Foz do Iguaçu –
Ivaiporã C1
Foram constatadas as mesmas condições nos pára-raios em circuitos do setor de 50 Hz da subestação, como
pode ser observado nos registros a seguir:
Poluição/ferrugem no
invólucro isolante
(a)
Desgaste do
flange metálico
(b)
Figura 69 - Pára-raios 500 kV 50Hz fase A do transformador do serviço auxiliar.
85
Poluição por ferrugem
no invólucro isolante
(a)
Poluição por ferrugem
no invólucro isolante
(b)
Figura 70 – Pára-raios 500 kV 50Hz fase A do transformador do serviço auxiliar.
É possível concluir, com base nas inspeções realizadas na subestação de Itaberá e complementarmente nas
subestações de Ivaiporã e Foz do Iguaçu, comprovadas por meio dos registros fotográficos, inúmeras deficiências na
gestão do processo de manutenção dos equipamentos de proteção contra sobretensões dessas instalações, formado
principalmente pelos pára-raios.
A constatação acima é reforçada por estudo realizado pelo CEPEL e concluído em 2006, por solicitação de
Furnas, que classificou inúmeros pára-raios nas subestações Itaberá e Ivaiporã como defeituosos e suspeitos,
segundo critérios definidos nesse estudo.
A solicitação da substituição dos pára-raios classificados como defeituosos, expresso na carta DRQ.O
(DAT.O.I.097.2007), de 4 de maio de 2007 ocorreu também em função de falha na isolação da subestação, ocorrida
em 18 de fevereiro de 2007.
Em ocorrências posteriores, também ocasionadas por falhas na isolação da subestação de Itaberá, como
aquelas dos dias 22 de julho, 10 de novembro e 16 de dezembro, todas do ano de 2009, os circuitos que tiveram
seus pára-raios substituídos não desligaram por falha, entretanto, todos os circuitos que se desligaram nessas
ocorrências estavam com seus pára-raios classificados como “suspeitos” pelo mencionado estudo e não
haviam sido substituídos até então (LT 765 kV Ivaiporã – Itaberá C1 e C2, fases “B” e “A”, respectivamente).
O baixo desempenho dos equipamentos, destacados no parágrafo anterior, é reforçado pelo fato de que nas
três ocorrências citadas, a LT 765 kV Ivaiporã – Itaberá C3, que já estava com os pára-raios de suas três fases, em
Itaberá, substituídos, não se desligou por falhas em sua isolação (faltas monofásicas), (grifo da SFE).
86
Não-Conformidade (N.7)
Descumprimento dos incisos I e II da Primeira Subcáusula da Clausula Terceira do Contrato de Concessão de
Transmissão n.º 062/2001-ANEEL, de 29 de junho de 2001, celebrado entre a União e Furnas Centrais Elétricas S.A.
“CLÁUSULA TERCEIRA - CONDIÇÕES DE PRESTAÇÃO DO SERVIÇO
Na prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO referido neste CONTRATO, a TRANSMISSORA terá liberdade
na direção de seus negócios, investimentos, pessoal, material e tecnologia, observados os termos deste CONTRATO, a
legislação específica, as normas regulamentares e as instruções e determinações do PODER CONCEDENTE e da ANEEL.
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;” (grifo da
SFE).
Determinação (D.4)
Informar o estoque atual de pára-raios disponível para atendimento ao sistema de transmissão associado
à UHE Itaipu.
Determinação (D.5)
Enviar cronograma de substituição de todos os pára-raios classificados como defeituosos ou
suspeitos, contemplando a data limite de 31 de julho de 2010.
8. C.8 - ÁREA DE MANUTENÇÃO DE SUBESTAÇÕES
Com o objetivo de avaliar o processo de gestão da manutenção dos equipamentos de transmissão
de Furnas na SE Itaberá, a fiscalização da ANEEL/SFE procedeu auditorias nos sistemas informatizados
de gestão da operação e manutenção além de inspeções detalhadas nos equipamentos de pátio, sala de
operação da SE e áreas de suporte às atividades de manutenção e operação.
8.1 SE ITABERÁ
A subestação 765 kV de Itaberá localizada no município de mesmo nome, no estado de São Paulo,
se constitui em uma instalação estratégica para o chaveamento das linhas de transmissão que tem origem
na SE Ivaiporã e destino à SE Tijuco Preto, no sentido de transmitir a energia gerada na UHE Itaipu-60 Hz
e eventualmente na região Sul do país.
A instalação opera na configuração disjuntor e meio e se destina ao chaveamento de linhas de
transmissão, dos bancos de capacitores série e do reator de barra.
A SE Itaberá faz parte do Departamento de Produção de São Roque, situado na cidade de Ibiúna,
estado de São Paulo. Para atendimento das demandas de manutenção da SE Itaberá e das linhas de
87
transmissão que chegam e partem desta instalação existe uma estrutura de operação e manutenção
dedicada a essas atividades que pode ser observado, de forma simplificada, no organograma descrito a
seguir:
Gerência
SE Itaberá
DMLQ
Proteção
(5)
51 Funcionários
Comunicação
(5)
DPSPG
(1)
STIA
DMEQ.O
Equipamentos
Linha de
Transmissão
Operação
Administração
(5)
(14)
(10)
(7)
Figura 71 - Organograma de pessoal da SE Itaberá
Em função do blecaute do dia 10 de novembro de 2009 ter sua origem identificada na SE Itaberá,
todos os trabalhos da equipe de fiscalização da SFE foram orientados no sentido de analisar todo o
processo de gestão do processo de manutenção naquela instalação, desde a suas etapas de organização,
mas principalmente nos aspectos operacionais relacionados a identificação, diagnósticos e atendimento
das demandas de manutenção.
Esta seção do relatório de fiscalização será dedicada à análise do processo de manutenção da
empresa como um todo com o objetivo de contextualizar as análises que se seguem sobre as origens dos
desligamentos nos circuitos 1 e 2 das LTs 765 kV Ivaiporã – Itaberá.
8.1.1 Gestão do processo de manutenção
8.1.1.1 Manutenção Preventiva
As diretrizes de manutenção de todas as instalações de transmissão de Furnas são definidas pela
Diretoria de Produção e Engenharia de Manutenção, sendo as atividades normativas de responsabilidade
da Superintendência de Engenharia de Manutenção, ficando a cargo das superintendências regionais a
execução dos programas de manutenção.
Segundo informações dos técnicos de Furnas a empresa possui Plano de Manutenção Preventiva
Anual, desenvolvido com base no controle do desempenho dos equipamentos e da manutenção.
Os planos de manutenção são de conhecimento de todas as áreas operacionais da empresa
88
responsável pela programação e execução dos referidos planos, que devem ser obrigatoriamente
compatibilizados com as manutenções corretivas que se originam das atividades de inspeções dos
técnicos de operação e manutenção, além dos planos de melhoria que são implantados quando da
necessidade da alteração da característica de algum equipamento com o objetivo de melhorar seu
desempenho.
A gestão das atividades de manutenção é realizada por meio do sistema informatizado para
administração do processo do Sistema de Informações para Administração da Manutenção (SIAM),
disponível “on-line” para todos os funcionários envolvidos no processo de operação e manutenção, na
medida em o mesmo está integrado a rede corporativa de Furnas.
A plataforma do referido sistema permite o gerenciamento das atividades de planejamento,
programação, acompanhamento da execução e controle do processo de manutenção preventiva e preditiva
e inclusão das manutenções corretivas.
Com o objetivo de avaliar a execução do plano de manutenção preventiva da empresa, foram
avaliados relatórios gerenciais obtidos diretamente do SIAM. Desta análise foi possível observar que um
grande número de manutenções periódicas, em torno de 30%, previstas para o ano de 2009 nos
equipamentos de transmissão na SE Itaberá não foram cumpridas, como pode ser observar no gráfico
apresentado a seguir.
Programa de Manutenção Preventiva
Pendente
29%
Encerrada
71%
Figura 72 - Execução do programa de manutenção preventiva do ano de 2009
Durante as atividades de fiscalização não foi informado pela empresa os motivos do atraso na
execução do programa de manutenção e também não foi possível identificar as causas desse atraso,
entretanto, através da análise dos relatórios gerenciais disponibilizados pela empresa foi possível
identificar os atrasos por classes de equipamentos, como pode se observado a seguir:
89
60
56
50
40
30
23
20
Encerrada
10
Pendente
al
To
t
qu
ip
am
en
to
s
es
at
or
Re
sE
Ou
t ro
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Ita
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Pr
et
o
Di
sju
n
LT
s
Ba
n
co
Ba
r ra
de
B
de
Ca
pa
75
0
cit
o
r
kV
0
Figura 73 - Execução do programa de manutenção preventiva do ano de 2009
Análise semelhante foi realizada nos equipamentos de proteção e controle, agrupados por
equipamentos, com o objetivo de avaliar o cumprimento do programa de manutenção preventivo. A
exceção das proteções do circuito 1 da LT 765 kV Itaberá - Tijuco Preto 1, que está com todas as
manutenções preventivas atrasadas (15 no total), as preventivas dos demais equipamentos foram
integralmente cumpridas, como pode ser observado nos gráficos a seguir:
24
23
25
20
15
15
Encerrada
8
10
Pendente
5
0
LT Itaberá Ivaiporã C1
LT Itaberá Ivaiporã C2
LT Itaberá Ivaiporã C3
Figura 74 - Programa de manutenção preventiva - linhas de transmissão
12
40
10
35
8
30
25
6
Encerrada
Pendente
4
Encerrada
20
Pendente
15
10
2
5
0
RT LT IAIV 1
RT LT IAIV 2
RT LT IAIV 3
Reator de
Barra
Figura 75 - Programa de manutenção preventiva reatores
0
Barra A
Barra B
Figura 76 - Programa de manutenção preventiva barras
90
8.1.1.2 Manutenção Corretiva
Referente as manutenções corretivas os trabalhos de fiscalização focaram a análise de anomalias
e/ou defeitos constatados em inspeções realizadas nas instalações da SE Itaberá, especificamente dos
equipamentos de pátio, sendo constatado inúmeros vazamentos de óleo dos bancos de reatores paralelos,
além do registro de diversas corrosões em equipamentos importantes da SE. As constatações encontramse registradas nas fotos a seguir:
Vazamento pelos
pontos de sensores de
temperatura
Vazamento pelos
pontos de sensores
de temperatura
Figura 77 - Vazamento de óleo na fase B do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 1
91
Vazamento de óleo
pelo relé bulchoz
Vazamento de óleo pela
válvula de conexão com
tanque de expansão
Figura 78 - Vazamento de óleo na fase C do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 1
Vazamento de óleo
pelo tampa do
tanque principal
Figura 79 - Vazamento de óleo na fase C do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 1
92
Vazamento de óleo
pelo relé bulchoz
Figura 80 - Vazamento de óleo na fase A do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 3
Vazamento de óleo
pelo relé bulchoz
Figura 81 - Vazamento de óleo na fase C do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 3
93
Vazamento de óleo
pela parte superior
do reator
Figura 82 - Vazamento de óleo na fase B do reator de barra RT01.
Vazamento de óleo
pela parte superior
do reator visto pelo
lado dos radiadores
Figura 83 - Visão lateral do vazamento na fase B do reator de barra RT01.
94
Vazamento de óleo pela
válvula de conexão com
tanque de expansão
Vazamento de óleo
pelo relé bulchoz
Figura 84 - Vazamento no relé de gás e válvula de conexão do tanque de expansão
do reator reserva
Vazamento pelos
pontos de sensores
de temperatura
Figura 85 - Vazamento de óleo pelos pontos dos sensores de temperatura.
95
Indicação de baixo
nível de óleo
Figura 86 - Baixo nível de óleo do tanque de expansão da fase C
do reator da LT Ivaiporã-Itaberá 2.
Corrosão na flange
inferior da coluna
do disjuntor.
Figura 87 - Concentração de ferrugem na base da coluna inferior da fase A
do disjuntor de baipasse do banco de capacitores série
da LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto C2.
96
Corrosões diversas nas
flanges metálicas e
poluição/ferrugem nos
invólucros isolantes
Figura 88 - Concentração de ferrugem na fase B do disjuntor
de baipasse do BC série da LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto C2
Corrosões diversas nas
flanges metálicas e
poluição/ferrugem nos
invólucros isolantes
Ferrugem na estrutura
metálica de
sustentação da coluna
do disjuntor.
Figura 89 - Concentração de ferrugem na fase C do disjuntor
de baipasse do BC série da LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto C2
97
8.1.2 Grupo Moto Gerador
Também foi constatado na SE Itaberá que o grupo gerador de emergência foi recentemente
substituído, entretanto sua instalação não atende ao estabelecido nos Procedimentos de Rede (Item 7.9.3
do Submódulo 2.3) que define a obrigatoriedade de existência de partida automática quando da ausência
das duas fontes de alimentação em corrente alternada preferenciais.
Na figura a seguir encontra-se uma ilustração do grupo gerador de emergência instalado na SE
Itaberá.
Figura 90 - Novo Grupo gerador de emergência da SE Itaberá
No blecaute do dia 10 de novembro de 2009, não houve interrupção das fontes de corrente
alternada preferenciais de atendimento à SE Itaberá (rede de distribuição da ELEKTRO), portanto não
houve a necessidade da partida do grupo gerador de emergência, entretanto, vale destacar que os efeitos
dessa perturbação poderiam ter sido seriamente agravados caso tivesse ocorrido problemas do serviço
auxiliar da instalação, dada a sua grande relevância para os sistemas auxiliares da instalação.
Embora as inspeções realizadas nas subestações de Ivaiporã e Foz do Iguaçu não tenham
alcançado o nível de detalhe da fiscalização na SE Itaberá que contemplou análises nos sistemas de
gestão da manutenção e inspeções de pátio, foi possível identificar inúmeros registros de nãoconformidades na gestão de manutenção dos equipamentos, como pode ser observado na seqüência.
98
8.2 SE IVAIPORÃ
(a)
Duto de passagem
sem vedação.
(b)
Figura 91 - Cubículo da chave seccionadora 12930R sem vedação
99
Poluição/ferrugem
no invólucro
isolante
Sujeira na cadeia de
isoladores.
(a)
Poluição/ferrugem
no invólucro
isolante
(b)
Figura 92 - Chave seccionadora 12.841 com sinais de corrosão e/ou sujeira em sua estrutura
100
Poluição/ferrugem
no invólucro
isolante
(a)
Poluição/ferrugem
no invólucro
isolante
Poluição/ferrugem
no invólucro
isolante
(b)
Figura 93 - Chave Seccionadora 12.611 com sinais de corrosão
101
Ferrugem no
suporte do
isolador.
(b)
Figura 94 - Corrosão da chave seccionadora 12613, fase B
102
Poluição/ferrugem
no invólucro
isolante
Ferrugem no
suporte do
isolador.
(b)
Figura 95 - Chave seccionadora 12620R fase A com sinais de corrosão
103
Ferrugem no
suporte do
isolador.
Ferragem na
base metálica
dos isoladores
Ferragem na
base metálica
dos isoladores
Ferrugem no
suporte do
isolador.
Ferrugem no
suporte do
isolador.
(a)
Figura 96 - Chave seccionadora 12.621 com sinais de corrosão.
Duto de
passagem para
cabos sem
vedação.
(a)
Figura 97 - Cubículo da chave seccionadora 12.621 sem vedações nos dutos de passagem dos cabos
104
Ferrugem no
suporte do
isolador.
Ferrugem no
suporte do
isolador.
(a)
Figura 98 Chave seccionadora 12625, fase A, com sinais de corrosão.
Poluição por
ferrugem no
invólucro
isolante
Ferrugem no
suporte do
isolador.
(a)
Figura 99 - Chave seccionadora 12625, fase B, com sinais de corrosão.
105
Ferrugem no
suporte
metálico do
isolador.
Ferrugem no
suporte do
isolador.
(a)
Figura 100 - Chave seccionadora 12843, fase C, com sinais de corrosão
Poluição por
ferrugem na
chave
seccionadora.
(a)
Figura 101 -Chave seccionadora 12923 com sinais de corrosão
106
Poluição ra
na cadeia de
isoladores.
(a)
Ferrugem na
base metálica
do isolador.
Ferrugem no
suporte do
isolador.
(b)
Figura 102 - Chave seccionadora 12935 e cadeia de isoladores com sinais de corrosão
107
Presença de insetos
na estrutura do
reator
(a)
Degradação por
ferrugem da
estrutura do reator.
(b)
Figura 103 - Reator reserva da LT 756 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã
Presença de insetos
na estrutura do
reator
(b)
Figura 104 - Presença de insetos Reator reserva da LT 756 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã fase A
108
8.3 SE FOZ DO IGUAÇU
Sinais do vazamento
de óleo na carcaça do
radiador.
(b)
Figura 105 - Vazamento de óleo no radiador da fase B do autotransformador AT02
109
8.3.1 Diagrama unifilar
O diagrama unifilar do setor de 60 Hz da SE Foz do Iguaçu que foi apresentado para a fiscalização
e o que está disponível no sítio do Operador Nacional do Sistema – ONS não correspondem fielmente às
instalações do pátio. As diferenças constatadas são em relação aos filtros de linha, tanto nas LT de 60 Hz
que chegam da usina de Itaipu quanto das LT’s de 60 Hz que saem para a SE Ivaiporã, além do dos páraraios do circuito 3 da LT Foz do Iguaçu – Ivaiporã.
Para os circuitos 1, 3 e 4 das LT’s 60 Hz que chegam de Itaipu foi constatado que não há filtros de
linhas nas fases B, porém tanto o diagrama unifilar disponibilizado na subestação quanto o que está
disponível no sítio do ONS consta filtros de linha nas três fases dos quatro circuitos.
Enquanto que nos três circuitos que partem para a SE Ivaiporã a situação identificada é a
seguinte:
- Diagrama disponibilizado para a fiscalização: os circuitos 1 e 3 têm filtros nas três fases e o
circuito 2 apenas nas fases B e C;
- Diagrama disponível no sítio do ONS: os circuitos 1 e 2 têm filtros nas três fases e o circuito 3 nas
fases B e C;
- Constatação da fiscalização: circuitos 1 e 2 não têm filtro na fase A, circuito 3 não tem filtro na
fase C.
Com relação ao circuito 3 da LT Foz do Iguaçu – Ivaiporã o diagrama unifilar apresentado para a
equipe de fiscalização não há a indicação dos pára-raios de linha, divergindo do diagrama unifilar
constante do sítio do ONS e do que foi constatado pela equipe de fiscalização.
8.4 DOS ISOLADORES DE PEDESTAL
Os isoladores elétricos são componentes importantíssimos para a operação segura e confiável de
instalações elétricas de alta tensão. Esses componentes são formados de elementos sólidos dotados de
propriedades capazes de suportar os esforços mecânicos produzidos pelos condutores e/ou barramentos.
Eletricamente, exerce a função de isolar os condutores e/ou barramentos que ficam
constantemente submetidos a uma diferença de potencial em relação a terra ou em relação a outros
condutores. Os isoladores não possuem a capacidade de auto-recuperação após solicitações elétricas ou
mecânicas, que ultrapasse suas características fundamentais.
Esses isoladores quando submetidos, por exemplo, a um processo de sobretensão, ficam
vulneráveis à ocorrência de descargas parciais, que podem danificar sua estrutura física ao longo de um
determinado período resultando nas perdas de suas qualidades dielétricas, especialmente em condições
de poluição dos invólucros isolantes, mas principalmente quando na presença de trincas ou fissuras na sua
estrutura isolante.
Nas ocorrências do dia 22 de julho e 10 de novembro de 2009 foram registradas marcas de
descargas nos isoladores de pedestal, como pode ser observado nas fotos a seguir, referentes ao blecaute
do dia 10 de novembro de 2009.
110
Figura 106 - Marcas de corrosão nas bases dos isoladores de pedestal da SE Itaberá
Figura 107 – Marcas de corrosão e de descarga elétrica em base de isolador de pedestal da SE Itaberá
111
Figura 108 - Isolador com marcas de descarga elétrica na SE Itaberá
Durante a análise do blecaute do dia 10 de novembro de 2009, realizada no Relatório de Análise
de Perturbação - RAP ONS-RE-3-252/2009 - no item “Providências em Andamento”, foram feitas
referências a inúmeros isoladores trincados nas subestações que compõe o tronco de 765 kV, como pode
ser observado a seguir:
“As Inspeções rotineiras de manutenção, realizadas por FURNAS, identificaram trincas
na parte inferior de alguns isoladores de pedestal nas subestações do sistema de 765
kV de escoamento da energia de Itaipu – 60 Hz. Assim sendo, FURNAS encaminhou
alguns desses equipamentos para ensaios nos laboratórios do CEPEL para avaliação de
desempenho dielétrico (capacidade de isolamento), tendo sido confirmado que as
trincas não afetaram o desempenho dielétrico a seco ou sob chuva, estando em
conformidade com procedimentos estabelecidos em Norma Brasileira (NBR 6936).
Por segurança adicional, face a uma possível perda de rigidez mecânica, e tendo em
vista que fabricantes mostraram a possibilidade de fornecer tais equipamentos com
maior robustez do que os utilizados atualmente, FURNAS providenciou a compra de
103 isoladores para substituir os isoladores trincados (05 unidades para a SE Foz
do Iguaçu, 31 unidades para a SE Ivaiporã, 29 unidades para a SE Itaberá e 38
unidades para a SE Tijuco Preto)”. (grifo da SFE).
112
8.5 POLUIÇÃO NAS CADEIAS DE ISOLADORES
Sinais de
poluição/ferruge
m na cadeia de
isoladores.
Figura 109 - Isolador com marcas de poluição na SE Itaberá
Sinais de poluição/ferrugem na cadeia
de isoladores.
(a)
Figura 110 - Chave seccionadora SC-12.617 fase B da LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã C1
As inspeções realizadas pelas equipes de fiscalização nos equipamentos da subestação de Itaberá
113
constataram que o processo de gestão da manutenção de Furnas precisa ser urgentemente reavaliado,
dada a grande quantidade de manutenções corretivas a serem executadas em importantes equipamentos
da subestação, algumas delas inclusive em caráter urgente, como por exemplo, os vazamentos de óleo
nos relés de gás. Verificou-se também o atraso no cumprimento do programa de manutenção preventiva
referente aos equipamentos de proteção da LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto C1, uma vez que todas as
manutenções previstas para o ano de 2009 ainda não haviam sido realizadas.
Nas subestações de Foz do Iguaçu e Ivaiporã, também foram constatadas a necessidade do
atendimento de manutenções corretivas em alguns equipamentos, a exemplo do que foi observado na SE
Itaberá.
Outro aspecto que também merece ser destacado é o estado geral da subestação, notadamente
no que diz respeito a poluição das estruturas e dos equipamentos, além do grande índice de corrosão,
principalmente pelo fato de que a SE Itaberá não está localizada em uma região de incidência de poluição
de qualquer natureza.
8.6 REDUÇÕES DOS LIMITES DE TRANSMISSÃO DE 765 kV IMPLANTADAS PELO ONS
Após o blecaute do dia 10 de novembro foi possível perceber uma série de ações, por parte do
ONS em reduzir o fluxo de potência a partir do sistema de 765 kV, com a com consequente redução da
geração de energia a partir da UHE de Itaipu, como será demonstrado na sequência.
Por meio da Mensagem Operativa MOP/CNOS 179/2009, de 18 de novembro de 2009, o ONS
alterou os limites de geração da UHE Itaipu 60 Hz. A tabela 5 mostra os novos limites de geração máxima,
adotados em função dos valores de “FSE”.
FSE (MW)
≥ 5100
5100 > FSE ≥ 4400
< 4400
Geração máxima da UHE Itaipu 60 Hz (MW)
6 UG
7 UG
8 UG
9/10 UG
≤ 3000
≤ 3300
≤ 4500
≤ 5000
≤ 3000
≤ 3300
≤ 4000
≤ 4600
≤ 3000
≤ 3300
≤ 3700
≤ 4200
Tabela 5 - Novos limites estabelecidos pela MOP/CNOS 179/2009
No dia 16 de dezembro de 2009 ocorreu nova perturbação no tronco de 765 kV que envolveu a
perda dupla das Linhas de Transmissão 765 kV Itaberá – Ivaiporã C1 e C2, da Linha de Transmissão
Itaberá – Tijuco Preto C1 e da Barra A de 765 kV da SE Itaberá.
Tendo em vista os valores limites então praticados, associado ao fato de ter permanecido ligado
um dos três circuitos da LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá, esta última perturbação não se propagou para
restante do SIN, de modo a provocar a interrupção de cargas, no entanto houve rejeição automática de
1.184 MW de geração da UHE Itaipu 60 Hz pelo Esquema de Controle de Emergência - ECE associado.
Esta ocorrência evidencia que enquanto não forem implementadas medidas no sentido de corrigir
as deficiências apontadas pela fiscalização da ANEEL/SFE, notadamente no que diz respeito ao
desempenho dos pára-raios e dos isoladores do sistema de transmissão de 765 kV, o sistema estará
114
sujeito a novos desligamentos.
Para que novos desligamentos não impliquem na ocorrência de blecautes com a severidade
daquele ocorrido no dia 10 de novembro de 2009, o ONS restringiu ainda mais o limite de transmissão para
fazer frente à perda simultânea de três circuitos ao longo do 765 kV.
Através da Mensagem Operativa MOP/CNOS 188/2009, de 18 de dezembro de 2009, foram
estabelecidos novos limites de geração da UHE Itaipu 60 Hz, bem como dos fluxos da interligação Sul –
Sudeste (parâmetros FSE e RSE). A tabela 6 mostra os novos limites adotados.
Geração Itaipu 60 Hz
≤ 3000
FSE
≤ 3600
RSE
≤ 4000
Tabela 6 - Novos limites pela MOP/CNOS 188/2009
No dia 19 de dezembro de 2009 o ONS, por meio da Mensagem Operativa MOP/CNOS 190/2009
ratificou os limites mostrados na tabela 6 e alterou os limites dos fluxos da interligação Norte – Sudeste
(parâmetros FNS e FSM), como pode ser observado a partir da análise da tabela 7, que apresentada os
novos limites adotados para estes parâmetros.
Patamares de carga
Carga pesada
Carga média
Carga leve
FNS
≤ 3000
≤ 2700
≤ 2500
FSM
≤ 3600
≤ 3100
≤ 2600
Tabela 7 - Novos limites pela MOP/CNOS 190/2009
No dia 22 de dezembro de 2009 o ONS encaminhou ao Ministério de Minas e Energia - MME, com
cópia para esta Agência, o FAX 0041/100/2009 no qual informa que a partir das 00h00min do dia 18 de
dezembro de 2009 passou a efetuar a programação de geração de modo a suportar a perda de três
circuitos no tronco de 765 kV entre as subestações de Foz do Iguaçu e Tijuco Preto.
O ONS, para justificar o ajuste nos parâmetros apresentou a seguinte justificativa:
“ (...)
“principalmente pelo fato de ainda não terem sido implantadas medidas que visam a
melhorar o desempenho dos isoladores sob condição de tempo severo” e visa
“preservar a segurança da operação elétrica do SIN, em um cenário hidrológico onde se
observa a atuação do fenômeno ‘El Niño’, que tem se caracterizado, este ano, por
condições de tempo severo (chuva, descargas atmosféricas e rajadas de vento),
notadamente nos estados do Paraná e São Paulo”. (grifo da SFE)
O ONS está adotando, portanto, desde o dia 18 de dezembro de 2009 a alternativa operacional
que contempla a possibilidade de perda simultânea dos três circuitos ao longo do tronco de 765 kV.
Em conseqüência das medidas que foram adotadas pelo ONS para garantir a segurança operativa
do SIN, houve a necessidade de elevar o despacho de geração térmica para suprir a geração hidráulica
que está sendo restringida em Itaipu e na região Sul, o que provoca um dispêndio adicional para o sistema
de até R$ 12.000.000,00 (doze milhões de reais) por dia, conforme apresentado no FAX 0041/100/2009 do
115
ONS.
Não-Conformidade (N.8)
Descumprimento dos incisos I e II da Primeira Subcáusula da Clausula Terceira do Contrato de
Concessão de Transmissão n.º 062/2001-ANEEL, de 29 de junho de 2001, celebrado entre a União e
Furnas Centrais Elétricas S.A, referente às pendências de manutenções corretivas nos equipamentos
indicados nesta constatação.
“CLÁUSULA TERCEIRA - CONDIÇÕES DE PRESTAÇÃO DO SERVIÇO
Na prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO referido neste CONTRATO, a TRANSMISSORA
terá liberdade na direção de seus negócios, investimentos, pessoal, material e tecnologia, observados os
termos deste CONTRATO, a legislação específica, as normas regulamentares e as instruções e
determinações do PODER CONCEDENTE e da ANEEL.
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;” (grifo da SFE).
Não-Conformidade (N.9)
Descumprimento dos incisos I e II da Primeira Subcáusula da Clausula Terceira do Contrato de
Concessão de Transmissão n.º 062/2001-ANEEL, de 29 de junho de 2001, celebrado entre a União e
Furnas Centrais Elétricas S.A, referente às pendências de manutenções corretivas nos equipamentos
indicados nesta constatação, referente aos isoladores de pedestal defeituosos.
“CLÁUSULA TERCEIRA - CONDIÇÕES DE PRESTAÇÃO DO SERVIÇO
Na prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO referido neste CONTRATO, a TRANSMISSORA
terá liberdade na direção de seus negócios, investimentos, pessoal, material e tecnologia, observados os
termos deste CONTRATO, a legislação específica, as normas regulamentares e as instruções e
determinações do PODER CONCEDENTE e da ANEEL.
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;” (grifo da SFE).
Determinação (D.6)
Enviar cronograma de substituição de todos os isoladores identificados como trincados,
considerando a data limite de 31 de julho de 2010.
Prazo para cumprimento: 30 dias
116
Não-Conformidade (N.10)
Descumprimento do item a do inciso II da oitava subcláusula da cláusula quarta do Contrato de
Concessão de Transmissão n.º 062/2001-ANEEL, de 29 de junho de 2001, pela transmissão de energia
elétrica, celebrado entre a União e Furnas Centrais Elétricas S.A, referente aos diagramas unifilares
desatualizados.
“(...)
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, inerentes à concessão regulada por
este CONTRATO:
(...)
II - Com a qualidade do serviço concedido:
a - manter atualizada toda a documentação técnica relativa aos quipamentos e instalações, bem
como executar os desenhos “como construído”, de forma a permitir a verificação dos mesmos, quando
for solicitado pela ANEEL, nos termos acordados no CPST; (grifo da SFE)
Prazo para regularização: 30 dias
Não-Conformidade (N. 11)
Foi verificado o descumprimento do inciso I da Primeira Subcláusula, da Cláusula Terceira do
Contrato de Concessão n° 062/2001, assinado entre FURNAS e a UNIÃO, na subestação Itaberá no que
diz respeito à inexistência de partida automática no grupo gerador de emergência.
“Primeira Subcláusula - A TRANSMISSORA, na prestação do serviço, compromete-se a empregar materiais,
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, que para maior clareza ficam conceituados a seguir:
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”. (grifo da SFE)
Neste caso, descumprimento do subitem “c” do item 7.9.3 (Alimentação em Corrente Alternada)
dos Procedimento de Rede, Submódulo 2.3 (Requisitos mínimos para transformadores e para subestações
e seus equipamentos):
“7.9.3 Alimentação em corrente alternada
(...)
c) Os serviços auxiliares CA devem ter – para casos de falta de tensão nas duas fontes de alimentação CA
preferenciais – grupo motor-gerador com partida automática e capacidade para alimentação das cargas
essenciais da SE. Cargas essenciais são aquelas necessárias para iniciar o processo de recomposição da SE em
caso de desligamento total ou parcial.” (girfo da SFE).
Prazo para regularização: 30 dias
117
VI – CONCLUSÃO
A fiscalização da ANEEL constatou que os desligamentos automáticos das linhas de transmissão
765 kV Ivaiporã - Itaberá circuitos 1 e 2 pela atuação de proteções de distância e de sobrecorrente
direcional de falha à terra, no terminal de Itaberá, foram decorrentes de curtos-circuitos nos isoladores de
pedestal da bobina de bloqueio do circuito 1 e na coluna de isoladores do circuito 2, ambas na SE Itaberá
765 kV.
As linhas de transmissão 765 kV Ivaiporã – Itaberá C1 e C2, na SE Itaberá, estavam com seus
pára-raios classificados como “suspeitos” pelo estudo realizado pelo CEPEL, no período de 2004 a 2006, e
não haviam sido substituídos até o dia do blecaute.
Houve também o desligamento da barra A de 765 kV da SE Itaberá pela atuação da proteção
diferencial da barra, provocada por curto-circuito monofásico no isolador de pedestal da fase Azul.
O desligamento da linha de transmissão 765 kV Ivaiporã - Itaberá circuito 3 ocorreu em função da
atuação da unidade instantânea de sobrecorrente residual do reator desta LT no terminal da SE Ivaiporã,
em decorrência da não execução do reajuste do limite de atuação desta proteção a qual estava
prevista para ser realizada em setembro de 2009.
A linha de transmissão ficou exposta ao risco de desligamentos pela atuação desta
proteção por longo tempo, tendo em vista que o referido reajuste veio a ser implantado após o
blecaute do dia 10 de novembro de 2009.
Foram constatados, pela fiscalização da ANEEL, fortes sinais de ferrugem nos isoladores, nos
pára-raios, nas estruturas metálicas e nas conexões de aterramento da SE Itaberá. Situações semelhantes
foram encontradas também nas subestações de Ivaiporã e de Foz do Iguaçu.
Nas subestações do sistema de transmissão de 765 kV existem ainda 103 isoladores trincados
distribuídos nas subestações Itaberá (29), Ivaiporã (31), Foz do Iguaçu (5) e Tijuco Preto (38).
Nas ocorrências nos dias 22/7/2009 e 16/12/2009 houve também perda dupla com desligamentos
automáticos das linhas de transmissão 765 kV Ivaiporã - Itaberá circuitos 1 e 2, com atuações das
proteções de distância de falha à terra no terminal de Itaberá. Nestas ocasiões foram detectadas
descargas elétricas nos isoladores das linhas e na barra A da subestação Itaberá.
Houve demora no processo de recomposição do sistema pela perda das Unidades Terminais
Remotas - UTRs devido à deficiência do sistema de supervisão e controle de Furnas.
Houve falhas da operação de Furnas durante a recomposição do sistema bem como na execução
da manobra de fechamento do paralelo entre os sistemas das regiões Sul e Sudeste na SE Itaberá, fora
das condições recomendadas, provocando desligamento de parte do sistema em processo de
restabelecimento das cargas. Falhas na execução dos procedimentos operação de Furnas já foram
constatadas anteriormente pela fiscalização da ANEEL em ocorrências no sistema interligado, como, por
exemplo, em 15 de abril de 2003 (Auto de Infração AI n° 021/2003), 1° de janeiro de 2005 (AI n° 001/2005)
e em 26 e 27 de setembro de 2007 (AI n° 036/2008).
118
Em 2003 já havia sido constatado o obsoletismo das proteções utilizadas no sistema de
transmissão de 765 kV, com relés do tipo semi-estáticos em operação. Esta condição também existe nas
subestações de 500 kV e 345 kV. Consta do Plano de Modernização de Furnas daquela época, com
previsão de implantação até dezembro de 2006, adiada para dezembro de 2008 e novamente adiada para
dezembro de 2010.
Deficiências foram identificadas na gestão da manutenção de outros equipamentos nas
subestações de Itaberá, Ivaiporã e Foz do Iguaçu fiscalizadas pela ANEEL, conforme os registros
fotográficos, constantes deste relatório.
A situação que se encontra o sistema de transmissão de FURNAS, sobretudo nas linhas de
transmissão e subestações de 765 kV, 500 kV e 345 kV leva a uma necessidade urgente de:
•
•
•
•
manutenção adequada;
modernização do sistema de proteção;
modernização/substituição das Unidades Terminais Remotas do sistema de supervisão e
controle;
reciclagem e treinamento de seu pessoal de operação.
Além dos transtornos para a população e dos prejuízos de toda ordem para a sociedade brasileira,
eventos desta magnitude apresentam conseqüências que atingirão todos os consumidores com o
pagamento de Encargos de Serviços de Sistema – ESS, provenientes do despacho de geração das usinas
termoelétricas fora da ordem de mérito.
Desde o blecaute do dia 10 de novembro de 2009, com vistas a garantir a segurança da operação
do Sistema Interligado Nacional – SIN, em decorrência das restrições elétricas impostas pela fragilidade do
sistema de transmissão de 765 kV de Furnas, o fluxo por aquele sistema está reduzido e parte da energia
disponível na usina hidrelétrica de Itaipu-60Hz e nas usinas hidráulicas da região Sul não está sendo
despachada e transmitida para a região Sudeste.
Segundo FAX 0041/100/2009 de 22 de dezembro de 2009, encaminhado pelo ONS ao Ministério
de Minas e Energia - MME, com cópia para esta Agência, as soluções adotadas para compensar a
restrição imposta acarretarão dispêndios adicionais, que repercutirão na tarifa na forma de ESS, com o
despacho de geração térmica que poderão atingir a cifra de R$ 12.000.000,00 (doze milhões de reais), por
dia, nos cenários que visam preservar o SIN de um eventual desligamento simultâneo dos três circuitos
paralelos ao longo do sistema de transmissão de 765 kV.
119
VII - EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO
_______________________________________________________
MÁRCIO MENDONÇA NOGUEIRA DA GAMA
Coordenador
_______________________________________________________
ESILVAN CARDOSO DOS SANTOS
_______________________________________________________
IVO SILVEIRA DOS SANTOS FILHO
_______________________________________________________
RENATO ABDALLA AFONSO
_______________________________________________________
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
_______________________________________________________
THOMPSOM SOBREIRA ROLIM JUNIOR
_______________________________________________________
VINÍCIUS LOPES CAMPOS
120