A operação do SIN em 2009

Garantia do atendimento energético

O ano de 2009 caracterizou-se por uma distribuição não uniforme das afluências na região Sul, que influenciou a operação energética do Sistema Interligado Nacional, SIN. No período de janeiro a junho, foram registrados valores significativamente reduzidos, com um mínimo da ordem de 30% da média histórica (MLT) no mês de abril.

Este fato levou o ONS a estabelecer um nível mínimo de segurança para a região, visando a reduzir o uso dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas. Para atender às metas de armazenamento estabelecidas o ONS determinou o despacho térmico complementar no Sul e maximizou o suprimento de energia à região, para o que foi necessário utilizar geração térmica na região Sudeste/Centro-Oeste nos períodos de carga média e pesada.

Essa estratégia de operação foi mantida até a primeira quinzena do mês de julho, quando se iniciou o processo de recuperação das afluências à região Sul. Isto possibilitou a redução gradual do despacho de geração térmica complementar e a elevação dos estoques armazenados nos reservatórios dessa região.

As afluências à região Sul mantiveram-se elevadas ao longo do segundo semestre, atingindo valores da ordem de 255% da MLT no mês de setembro e resultando em um valor médio anual de 124% da MLT para a região.

Vale destacar que as afluências à região SE/CO não foram favoráveis nos meses de abril a julho. Em decorrência, houve necessidade de despacho térmico complementar nessa região para se atingir o nível-meta em novembro/09, conforme a metodologia vigente para os Procedimentos Operativos de Curto Prazo.

A partir do mês de julho, houve uma recuperação das afluências à região SE/CO, com a energia natural afluente atingindo 181% da MLT em setembro, resultando em um valor médio anual de 121% da MLT.

Nas regiões Norte e Nordeste, a energia natural afluente média anual situou-se em 110% e 98% da MLT, respectivamente.

É importante salientar que a conjugação do despacho térmico complementar aplicado no primeiro semestre com as significativas afluências observadas no segundo semestre proporcionaram o enchimento dos reservatórios de acumulação do SIN ao final de 2009.

A energia armazenada nos reservatórios da região SE/CO atingiu, ao final de dezembro, 72,6% do armazenamento máximo. Na região Nordeste, o armazenamento alcançou 65,5% no final do ano. Esses valores são superiores em 16,7% e 20,9%, respectivamente, aos armazenamentos verificados ao final de 2008.

Como nos anos anteriores, houve oportunidade em 2009 para a integração energética com os sistemas elétricos do Uruguai e da Argentina. Para o Uruguai, o suprimento de energia foi efetuado majoritariamente através de recursos de origem térmica não utilizados para atender aos requisitos do SIN. A energia exportada foi complementada por energia hidrelétrica compensável, a ser devolvida ao Brasil até novembro de 2009, conforme acordado entre os países. O suprimento para a Argentina foi majoritariamente realizado por energia hidrelétrica compensável. A devolução ao Brasil da energia compensável de origem hidráulica suprida aos sistemas elétricos da Argentina e Uruguai foi concluída em outubro.

A segurança operativa da rede elétrica

Ao longo de 2009, o ONS desenvolveu estudos e implantou medidas que possibilitaram a operação da rede elétrica em conformidade com os critérios de continuidade, confiabilidade e qualidade de suprimento estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Dentre esses trabalhos, merecem destaque:

• A implantação em campo dos ajustes resultantes da otimização dos sistemas de controle das unidades geradoras das usinas hidrelétricas de Salto Osório e Samuel e da termoelétrica Termonorte II, os quais contribuíram para o amortecimento das oscilações eletromecânicas;
• A concepção e implantação de novos Sistemas Especiais de Proteção e Controle (SEPs), assim como a revisão de existentes, alcançado um total de 279 desses sistemas instalados no SIN.

Destaca-se em 2009 a implantação do SEP que comanda o desligamento de unidades geradoras na usina de Tucuruí após o desligamento de três ou mais unidades da usina de Itaipu 60 Hz pelo Esquema de Controle de Emergências associado ao tronco de 765 kV. Este sistema especial inovador, em que o sinal de desligamento percorre 3.500 km, garante a integridade do SIN, evitando conseqüências mais graves à segurança da rede.

Foram desenvolvidos trabalhos para otimizar os sistemas de controle de geradores, do ponto de vista sistêmico, visando a assegurar o adequado amortecimento das oscilações eletromecânicas, o que permite evitar blecautes e minimizar as conseqüências das perturbações. Nesses trabalhos, foram contempladas tanto a entrada em operação de novas usinas, quanto as alterações topológicas da rede de transmissão em face da entrada em operação de novos componentes, a exemplo da linha de transmissão em 230 kV Jauru-Vilhena, C1 e C2, que integra o sistema Acre/Rondônia ao SIN.

O SIN é dimensionado segundo o critério de segurança N-1, ou seja, mesmo com a indisponibilidade de qualquer elemento (contingência simples), o sistema deve ser capaz de permanecer operando sem interrupção do fornecimento de energia, perda de estabilidade do sistema, violação de padrões de grandezas elétricas (freqüência, tensão, harmônicos, etc.) e sem atingir limites de sobrecarga de equipamentos e instalações. Entretanto, a operação de qualquer sistema está sujeita a contingências múltiplas. Em 2009, ocorreram mais de 500 contingências deste tipo envolvendo a rede básica do SIN. A ação adequada dos SEPs, associada ao bom desempenho dos sistemas de controle, incluindo os estabilizadores de sinal adicional, garantiram a segurança operativa do SIN.

Com o objetivo de acelerar a normalização do suprimento após perturbações, foram introduzidas diversas melhorias no processo de recomposição do sistema, tais como novos corredores de recomposição fluente das cargas.