I - OBJETIVOS 8 II - METODOLOGIA E … 01-2010_.pdf · Figura 14 - Sala de treinamento do CTRS.O...

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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.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

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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




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

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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

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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

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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

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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

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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

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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

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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 curto-

circuito 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,

acarretando o desligamento desIvaiporã.

A figura 1 a seguir ilustra os tempos das incidências dos defeitos e da sua eliminação pelas

proteções associadas.

Figura 1 - Tempos da incidência e eliminação dos defeitos ( Fonte:

1.2 ASPECTOS GERAIS DO SISTEMA 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 bibinacional formado pelo Brasil e uma grande dependência elétrica e energética do SIN em relaçãoassociado.

A usina hidrelétrica de Itaipu binacional é constituída por 20 (vinte) unidades geradoras(dez) unidades na freqüência de 60 Hzfreqüência de 50 Hz com potência nominal de 823,6 Mgeração instalada, que se conectam a SE Foz do Iguaçu, de propriedade da concessionária de geração e transmissão Furnas Centrais Elétricas S.A– 50 Hz e 4 (quatro) em 500 kV

o desligamento desta LT, interrompendo totalmente a conexão entre as subestações Itaberá e


empos da incidência e eliminação dos defeitos ( Fonte: RAP ONS

1.2 ASPECTOS GERAIS DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO ASSOCIADO À UHE

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 binacional, 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

A usina hidrelétrica de Itaipu binacional é constituída por 20 (vinte) unidades geradoras(dez) unidades na freqüência de 60 Hz com potencia nominal de 737 MW cada, freqüência de 50 Hz com potência nominal de 823,6 MVA cada, totalizando 15.606 geração instalada, que se conectam a SE Foz do Iguaçu, de propriedade da concessionária de geração e

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.

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a LT, interrompendo totalmente a conexão entre as subestações Itaberá e


RAP ONS-RE-3-252/2009)

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

nacional, construída por meio de um consórcio representa cerca de 25 % do total, caracterizando ainda

à geração da UHE Itaipu e ao sistema

A usina hidrelétrica de Itaipu binacional é constituída por 20 (vinte) unidades geradoras, sendo 10 com potencia nominal de 737 MW cada, e 10 (dez) unidades na

VA 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

por meio de 8 (oito) linhas de transmissão, 4 (quatro) em 500 kV

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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.

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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;

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� 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

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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,

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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) 6.546 MW Fluxo no ELO CC 5.329 MW Fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/Foz do Iguaçu(*) (FIPU) 5.492 MW Recebimento pelo Sistema Sudeste (RSE) 8.512 MW Recebimento pelo Sistema Sul (RSUL) 2.950 MW Fluxo nas LT 500 kV Ibiúna / Bateias(*) C1 e C2 (Fba-in) 1.285 MW Fluxo para o Rio de Janeiro (FRJ) 5.875 MW Fluxo para a Região Central de Minas Gerais (FMG) 4.329 MW Fluxo na interligação Norte/Sudeste (FNS) 1.287 MW Fluxo na interligação Sudeste/Nordeste (FSENE) 394 MW Fluxo na interligação Norte/Nordeste (FNE) 294 MW Fluxo Serra da Mesa (FSM) 222 MW Fluxo na LT 525 kV Assis – Londrina 662 MW Carga da ANDE: 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) 5492 MW LT 765 kV Foz do Iguaçu* / Ivaiporã (C1, C2 e C3) 5466 MW LT 765 kV Ivaiporã* / Itaberá (C1, C2 e C3) 6545 MW Transformação 765*/512/69 kV da SE Ivaiporã (FUR) (AT1, AT2 e AT3) -1063 MW Compensadores síncronos da SE Ibiúna (CS2, CS3 e CS4) - 237 MVAr Compensador síncrono 1 da SE Grajaú 88 MVAr 1.4.4 Montantes de carga

Região Sudeste 34.426 MW Região Sul 9.656 MW Região Centro-Oeste 3.221 MW Região Norte 2.901 MW Nordeste 10.571 MW SIN 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:

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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 RSE FSE Fba-in RSE FSE Fba-in RSE FSE Fba-in RSE FSE Fba-in

9 5500 <G ≤ 5800 (*) (*) (*) 8900 6700 1480 9000 6750 1500 9000 6750 1500

9 4500 <G ≤ 5500 8800 6580 1600 8800 6580 1600 9000 6700 1600 9000 6700 1600

9 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 COSR-S/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.

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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)

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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

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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”.

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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

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– 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 curto-circuito 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)

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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.

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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 semi-estáticos 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 bifásico-terra, 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 ABB-RALZA, 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

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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 curto-circuito. 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

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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-3-010/2003 (“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

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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

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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 RE-3-199/2003 “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”.

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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

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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.

A figura 8 apresenta a s

com a implantação dos lotes 1, 2, 3 e 4 do projeto SINOCON, verificada demais lotes encontra-se em faseapenas 2 (duas) das 20 UTR.

Figura 8 - Testes de aceitação em campo (entrada em operação) (Fonte: RF

No período de 23 a verificação do cronograma de implantação do Le usinas de Furnas. Como resultado foi expedido o Termo de Notificação TN nº 092/2009julho de 2009 e o Relatório de Fiscalização RF

Houve alteração do fornecimento do projeto devido Carlos Barreto fosse retirada do das funções de Supervisão e Aquisição de Dados

100

0

20

40

60

80

%

Figura

apresenta a situação testes de aceitação em campo (entrada em operação)com a implantação dos lotes 1, 2, 3 e 4 do projeto SINOCON, verificada em março de 2009

se em fase bastante adiantada e no lote 4, apenas 10% foi concluído, ou seja,

estes de aceitação em campo (entrada em operação) (Fonte: RF

a 27 de março de 2009 a ANEEL/SFE realizou fiscalização no ONS para verificação do cronograma de implantação do Lote 4 do projeto SINOCON a ser instalado nas subestações

esultado foi expedido o Termo de Notificação TN nº 092/2009009 e o Relatório de Fiscalização RF–ONS–08/2009–SFE.

Houve alteração do fornecimento do projeto devido à solicitação de Furnas para que a UBarreto fosse retirada do escopo, em razão de já estar sendo modernizada, inclusive com a

s funções de Supervisão e Aquisição de Dados - SCADA. Em seu lugar, o ONS incluiu, de comum

LOTE 1

100

LOTE 2

100

LOTE 3

100

34/34 28/28 34/34

Figura 7 - Entrega de equipamentos (Fonte: RF-ONS-08/2009

30

testes de aceitação em campo (entrada em operação) relacionados em março de 2009, onde nos

bastante adiantada e no lote 4, apenas 10% foi concluído, ou seja,

estes de aceitação em campo (entrada em operação) (Fonte: RF-ONS-08/2009-SFE)

ANEEL/SFE realizou fiscalização no ONS para do projeto SINOCON a ser instalado nas subestações

esultado foi expedido o Termo de Notificação TN nº 092/2009-SFE, de 30 de

à solicitação de Furnas para que a UHE Luiz já estar sendo modernizada, inclusive com a inclusão

Em seu lugar, o ONS incluiu, de comum

LOTE 4

35

7/20

08/2009-SFE)

31

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:

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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.


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;

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(...) 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)



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.



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

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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)


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

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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

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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 Paulista-Adrianópolis 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 nº021/2003-SFE). 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 SD-2H das LTs de 500 kV de seu sistema que operam com essa proteção, previsto para dezembro de 2006” (grifos da SFE).

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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.

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COSR-NERecife - PE

CTRS.OCampinas -

SP

CTRM.OPassos –

MG

COSR-N/

COBrasília - DF

COSR-SERio de Janeiro -

RJ

COSR-SFlorianópolis -

SC

CNOSBrasília - DF

CTRR.ORio de

Janeiro - RJ

CTRG.OAraporã -

MG

FURNAS

ONS

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.

39

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

40

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).

41

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

42

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.

43

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.

44

450

MW

260

MW

730

MW

Figura 21 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área Rio de Janeiro

45

Figura 22 - Sistema remanescente após a ocorrência, Área 345 kV de São Paulo

46

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.

47

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”.

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“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

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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... (...)

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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?

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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.

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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

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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 pára-

raios 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”.

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“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.


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

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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).



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);”



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

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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).


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

57

Figura 24 - Detalhe da descarga na estrutura de sustentação do isolador

Figura 25 - Detalhe da Descarga na coluna do isolador e cabo de aterramento

58

Figura 26 - Detalhe da Descarga na cabo de aterramento do isolador

Figura 27 - Detalhe das descargas elétricas na coluna isolante do filtro de onda

Marcas de Descargas elétricas



59

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.

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.

Fase B Fase A

Fase C

60

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

61

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 pré-estabelecidos 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 Pára-Raios de Alta Tensão. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção e Sistemas), Universidade Federal de Santa Catarina.

62

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.

Figura 31 - Monitoramento do pára-raios fase A do RE da LT Itaberá – Ivaiporã 1

Figura 32 - Monitoramento do pára-raios fase B do RE da LT Itaberá – Ivaiporã 1

Contador de operações de descargas inoperante

Contador de operações descargas inoperante

Corrente de fuga total 100% acima do valor limite (5 mA)

63

(a)

(b)

Figura 33 - Pára-raios da fase reserva do reator da LT Itaberá - Ivaiporã 1

Desgaste do flange metálico por corrosão Desgaste na

cimentação

Poluição por ferrugem no invólucro isolante

Desgaste na cimentação

Poluição / ferrugem no invólucro isolante.

64

(a)

(b)

Figura 34 - Pára-Raios da fase B do Reator da LT Ivaiporã - Itaberá 2.

Poluição/sujeira na coluna do invólucro isolante.

Degradação do flange superior por corrosão

65

(a)

(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.

Poluição/ferrugem no invólucro isolante




66

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.

67

(a)

(b)

(c)

(d)

Figura 38 - pára-raios da fase B do Banco de Capacitor Série - da LT Itaberá-Tijuco Preto 3



Degradação da cimentação de conexão da flange

Degradação do flange inferior por corrosão


68

(a)

(b)

(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



Degradação da flange inferior por corrosão.

69

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.

(a)

(b)

Figura 40 - Pára-raios da fase C da barra B da SE Itaberá.

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

Degradação da flange por corrosão

Degradação da flange por corrosão.



Poluição/ ferrugem no invólucro isolante



70

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).

(a)

(b)

Figura 42 - Pára-raios da fase B da barra B da SE Itaberá.

Figura 43 - Sistema de monitoramento da coluna 3 do pára-raios da fase B da barra B da SE Itaberá





71

(a)

(b)

Figura 44 - Pára-raios da fase A da barra B da SE Itaberá

Figura 45 -Sistema de monitoramento da coluna 3 do Pára raios da fase A da barra B da SE Itaberá.





72

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

Conexão do medidor de corrente de fuga com corrosão.

73

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.

74

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,

75

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.

76

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 Data da substituição

Tempo decorrido para

substuição 1 Fase B do Banco de Capacitor Série da LT

Itaberá-Tijuco Preto 2 16/09/2007 4 meses

2 Fase B da LT Itaberá-Ivaiporá 3 07/10/2007 6 meses 3 Fase A da LT Itaberá-Tijuco Preto 1 21/10/2007 6 meses 4 Fase A da LT Itaberá-Ivaiporá 3 08/03/2008 10 meses 5 Fase C da LT Itaberá-Ivaiporá 3 09/03/2008 10 meses 6 Fase A da LT Itaberá-Tijuco Preto 2 06/04/2008 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

77

� 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, rádio-

interferência 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 Iguaçú Itaberá Cach.

Paulista Adrianópolis Jacarepaguá Grajaú

Melhor Condição

05 (5,1%)

07 (3,5%)

- - 03

(3,1%) 02

(2,6%) 04

(6,7%)

Normal 55

(55,1%) 153

(77,3%) 23

(47,9%) 30

(71,4%) 48

(50,0%) 40

(51,9%) 42

(70,0%)

Suspeito 30

(30,6%) 30

(15,2%) 18

(37,5%) 06

(14,3%) 26

(27,1%) 24

(31,2%) 10

(16,6%)

Defeituoso 09

(9,2%) 08

(4%) 07

(14,6%) 06

(14,3%) 19

(19,8%) 11

(14,3%) 04

(6,7%)

TOTAL 98

(100%) 198

(100%) 48

(100%) 42

(100 %) 96

(100%) 77

(100%) 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)

78

Figura 53 - Representação gráfica do resultado do Estudo de Diagnóstico dos

Pára-raios instalados na SE Itaberá.

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.

SE Itaberá

Normal47%

Suspeito38%

Defeituoso15%

SE Foz do Iguaçú

N o rmal77%

D efeituo so4%

Suspe ito15%

M elho r C o ndição4%

79

7.2 SE Ivaiporã

(b)

(a)

(c)

Figura 55 - Pára-raios do banco de reatores da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C3, com

elevado grau de corrosão


Degradação das flanges por corrosão.

Degradação do suporte por corrosão.

Sujeira da base do isolador decorrente da poluição/ferrugem das partes metálicas do pára-raios


Figura 56 - Pára-raios do banco de capacitores série da LT 765 kV Foz do Iguaçu

(a)

(b)

raios do banco de capacitores série da LT 765 kV Foz do Iguaçu elevado grau de corrosão


Corrosão na conexão do cabo de aterramento.

Corrosão na estrutura de sustentação do pára


80

(a)

(b)

raios do banco de capacitores série da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã, com




Corrosão na estrutura de sustentação do pára-raios

Poluição/ferrugem/sujeira da coluna do invólucro isolante.

81

(a)

Figura 57 - Pára-raios do banco de reatores da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C2

7.3 SE Foz do Iguaçu

(a)

Figura 58 -Ferrugem no pára-raios da fase A da LT 500 kV Itaipu 60 Hz - Foz do Iguaçu C2.




Desgaste do flange

metálico

82

Figura 59 - Detalhe do contador de operações do pára-raios fase A da LT 500 kV Itaipu 60 Hz - Foz do Iguaçu C2.

(a)

(b)

Figura 60 – Pára-raios do autotransformador AT01 fase B lado de 765 kV.

Contador de operações inoperante

Contador de operações de

descargas inoperante

83

(a)

(b)

Figura 61 - Ferrugem no pára-raios da fase reserva do reator da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã C3

Figura 62 - Contador de operações do 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.

Desgaste do flange metálico


84

Figura 63 - Pára-raios da fase C do reator 2 da LT765 kV

Foz do Iguaçu - Ivaiporã

Figura 64 - Detalhe do contador de operações do pára-raios da fase C do reator 2 da LT Foz - Ivaiporã

Figura 65 - Pára-raios da fase A do reator 2 da LT 765

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

Contador de operações inoperante.

85

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 pára-raios 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:

(a)

(b)

Figura 69 - Pára-raios 500 kV 50Hz fase A do transformador do serviço auxiliar.

Contador de operações de

descargas inoperante

Desgaste do flange metálico


86

(a)

(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).



87


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

88

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:

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

Gerência

SE Itaberá

DMLQ

Proteção

(5)

Comunicação

(5)

DMEQ.O

Equipamentos

(5)

Linha de Transmissão

(14)

STIA

Operação

(10)

Administração

(7)

DPSPG

(1)

51 Funcionários

89

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.

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:

Encerrada71%

Pendente29%

Programa de Manutenção Preventiva

90

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:

Figura 74 - Programa de manutenção preventiva - linhas de transmissão

Figura 75 - Programa de manutenção preventiva - reatores

Figura 76 - Programa de manutenção preventiva - barras

56

23

0

10

20

30

40

50

60

Banco de Capacit

or

Barra B

de 750 kV

Disjunto

res

LTs I

taberá

-Ivaip

orã

LTs I

taberá

-Tiju

co P

reto

Reatore

s

Outros E

quipam

entos

Total

Encerrada

Pendente

24

15

23

8

0

5

10

15

20

25

LT Itaberá -

Ivaiporã C1

LT Itaberá -

Ivaiporã C2

LT Itaberá -

Ivaiporã C3

Encerrada

Pendente

0

2

4

6

8

10

12

RT LT IAIV 1 RT LT IAIV 2 RT LT IAIV 3 Reator de

Barra

Encerrada

Pendente

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Barra A Barra B

Encerrada

Pendente

91

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 encontram-se registradas nas fotos a seguir:

Figura 77 - Vazamento de óleo na fase B do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 1

Vazamento pelos pontos de sensores de temperatura


92

Figura 78 - Vazamento de óleo na fase C do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 1


Vazamento de óleo pelo relé bulchoz

Vazamento de óleo pela válvula de conexão com tanque de expansão

Vazamento de óleo pelo tampa do tanque principal

93

Figura 80 - Vazamento de óleo na fase A do reator da LT 765 kV Ivaiporã-Itaberá 3




94

Figura 82 - Vazamento de óleo na fase B do reator de barra RT01.

Figura 83 - Visão lateral do vazamento na fase B do reator de barra RT01.

Vazamento de óleo pela parte superior do reator

Vazamento de óleo pela parte superior do reator visto pelo lado dos radiadores

95

Figura 84 - Vazamento no relé de gás e válvula de conexão do tanque de expansão

do reator reserva

Figura 85 - Vazamento de óleo pelos pontos dos sensores de temperatura.


Vazamento de óleo pela válvula de conexão com tanque de expansão


96

Figura 86 - Baixo nível de óleo do tanque de expansão da fase C

do reator da LT Ivaiporã-Itaberá 2.

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.

Indicação de baixo nível de óleo

Corrosão na flange inferior da coluna do disjuntor.

97

Figura 88 - Concentração de ferrugem na fase B do disjuntor de baipasse do BC série da LT 765 kV Itaberá – Tijuco Preto C2

Figura 89 - Concentração de ferrugem na fase C 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

Corrosões diversas nas flanges metálicas e poluição/ferrugem nos invólucros isolantes

Ferrugem na estrutura metálica de sustentação da coluna do disjuntor.

98

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 não-conformidades na gestão de manutenção dos equipamentos, como pode ser observado na seqüência.

99

8.2 SE IVAIPORÃ

(a)

(b)

Figura 91 - Cubículo da chave seccionadora 12930R sem vedação

Duto de passagem sem vedação.

Figura 92 - Chave seccionadora 12.841 com sinais de corrosão e/ou sujeira em sua estrutura

(a)

(b)Chave seccionadora 12.841 com sinais de corrosão e/ou sujeira em sua estrutura

Sujeira na cadeia de isoladores.

100

(a)

(b)

Chave seccionadora 12.841 com sinais de corrosão e/ou sujeira em sua estrutura

Sujeira na cadeia de



101

(a)

(b)

Figura 93 - Chave Seccionadora 12.611 com sinais de corrosão




102

(b)

Figura 94 - Corrosão da chave seccionadora 12613, fase B

Ferrugem no suporte do isolador.

103

(b)

Figura 95 - Chave seccionadora 12620R fase A com sinais de corrosão



104

(a)

Figura 96 - Chave seccionadora 12.621 com sinais de corrosão.

(a)

Figura 97 - Cubículo da chave seccionadora 12.621 sem vedações nos dutos de passagem dos cabos




Ferragem na base metálica dos isoladores

Ferragem na base metálica dos isoladores

Duto de passagem para cabos sem vedação.

105

(a) Figura 98 Chave seccionadora 12625, fase A, com sinais de corrosão.

(a) Figura 99 - Chave seccionadora 12625, fase B, com sinais de corrosão.





106

(a)

Figura 100 - Chave seccionadora 12843, fase C, com sinais de corrosão

(a)

Figura 101 -Chave seccionadora 12923 com sinais de corrosão

Ferrugem no suporte metálico do isolador.


Poluição por ferrugem na chave seccionadora.

107

(a)

(b)

Figura 102 - Chave seccionadora 12935 e cadeia de isoladores com sinais de corrosão


Ferrugem na base metálica do isolador.

Poluição ra na cadeia de isoladores.

108

(a)

(b)

Figura 103 - Reator reserva da LT 756 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã

(b)

Figura 104 - Presença de insetos Reator reserva da LT 756 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã fase A

Presença de insetos na estrutura do reator

Degradação por ferrugem da estrutura do reator.

Presença de insetos na estrutura do reator

109

8.3 SE FOZ DO IGUAÇU

(b)

Figura 105 - Vazamento de óleo no radiador da fase B do autotransformador AT02

Sinais do vazamento de óleo na carcaça do

radiador.

110

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 pára-raios 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.

111

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

112

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).

113

8.5 POLUIÇÃO NAS CADEIAS DE ISOLADORES

Figura 109 - Isolador com marcas de poluição na SE Itaberá

(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

Sinais de poluição/ferrugem na cadeia de isoladores.

Sinais de poluição/ferrugem na cadeia de

isoladores.

114

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) Geração máxima da UHE Itaipu 60 Hz (MW)

6 UG 7 UG 8 UG 9/10 UG ≥ 5100 ≤ 3000 ≤ 3300 ≤ 4500 ≤ 5000 5100 > FSE ≥ 4400 ≤ 3000 ≤ 3300 ≤ 4000 ≤ 4600 < 4400 ≤ 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

115

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 FSE RSE ≤ 3000 ≤ 3600 ≤ 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 FNS FSM Carga pesada ≤ 3000 ≤ 3600 Carga média ≤ 2700 ≤ 3100 Carga leve ≤ 2500 ≤ 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

116

ONS.


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.



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.


Determinação (D.6) Enviar cronograma de substituição de todos os isoladores identificados como trincados,

considerando a data limite de 31 de julho de 2010.


117


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)


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).


118

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).

119

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.

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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

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