Operação do SIN em 2008

O Sistema Interligado Nacional operou em 2008 dentro dos padrões de garantia estabelecidos nos Procedimentos de Rede. As ações determinadas pelo Operador Nacional e implantadas pelos Agentes Associados proprietários das instalações do SIN permitiram a continuidade do atendimento energético, a segurança da operação elétrica e a minimização dos custos de operação. Desse modo, os resultados operacionais obtidos representam o cumprimento da missão institucional do ONS.


Avaliação da Operação Energética

A política de gestão dos recursos eletroenergéticos do Sistema Interligado Nacional - SIN em 2008 caracterizou-se pela necessidade de complementação energética mediante o uso de geração térmica adicional, em função do significativo atraso no início do período úmido durante o verão 2007/2008. Este atraso foi causado pelo fenômeno climático La Niña, resultante do resfriamento da temperatura da superfície do mar (TSM) do Oceano Pacífico Equatorial.
Os efeitos desse fenômeno foram observados a partir de novembro/07, com forte redução das energias naturais afluentes às regiões SE/CO, NE e N nos meses de dezembro/07 e janeiro/08, da ordem de 40% da média de longo termo (MLT) nas regiões NE e N, e de 70% da MLT na região SE/CO.


Esse cenário levou o ONS a propor medidas adicionais para reduzir o uso das reservas hidroenergéticas das regiões SE/CO e NE, as quais tiveram a aprovação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE.


Em 20/12/2007, foi emitida a Portaria nº 8 do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, que forneceu ao ONS o respaldo legal para o despacho adicional de geração térmica para garantia da segurança energética do SIN. A implantação dessa decisão permitiu reduzir o uso dos estoques armazenados nos reservatórios das usinas do SIN.

A partir da segunda quinzena de janeiro/08, houve uma reversão no cenário hidrológico da região SE/CO, com significativa elevação da energia natural afluente. Com isso, o armazenamento dessa região evoluiu de 50,8% EARmáx (31/01/08) para 82,3% EARmáx (30/04/08).

Na região Nordeste, também houve uma reversão do cenário hidrológico, embora menos acentuada que no SE/CO. Assim, em janeiro/08, iniciaram-se gestões junto à Agência Nacional de Águas - ANA e ao Ministério de Minas e Energia – MME, para tornar viável a redução na defluência mínima das usinas de Sobradinho e Xingó, de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s. Como resultado, a ANA, através da Resolução nº 602, de 27/12/2007, autorizou, em caráter excepcional até 30/04/2008, a defluência mínima de 1.100 m³/s na bacia do rio São Francisco. Essa ação foi de fundamental importância para permitir o pleno aproveitamento dos recursos de geração térmica local e dos intercâmbios de energia provenientes das regiões SE/CO e N, e para a recuperação dos níveis de armazenamento da região, que alcançou 81,9% ao final de abril/08.

Com a melhoria das condições hidroenergéticas do SIN, o ONS elaborou estudos que recomendaram a permanência apenas da geração térmica adicional com combustível nuclear, gás e carvão. Com isso, em maio, o CMSE autorizou desligar as usinas térmicas com combustível líquido, sendo mantidas em operação apenas as térmicas acionadas pelos processos operativos estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

Em relação à questão do despacho de geração térmica para atender aos requisitos de segurança energética, registra-se que, no ano de 2008, foram concluídos os estudos e aprovados no âmbito do CMSE/MME os Procedimentos Operativos de Curto Prazo, que mudam o paradigma da segurança operacional do SIN. Embora aprovados para uso formal somente a partir de abril de 2009, esses procedimentos já subsidiaram o CMSE quanto à tomada de decisão sobre a definição dos montantes de geração térmica que deveriam permanecer em operação no período de maio a novembro de 2008, para atingir os níveis meta estabelecidos. Cabe registrar que esta geração térmica proporcionou um acréscimo de armazenamento correspondente a 12 % EARmáx na região SE/CO e 8 % EARmáx no Nordeste.

A exemplo do ano de 2007, contribuindo para a integração energética com os países da America Latina, o Brasil forneceu energia aos sistemas elétricos do Uruguai e Argentina. O suprimento para o Uruguai teve inicialmente caráter interruptível, sendo efetuado através de energia vertida turbinável e/ou geração térmica não utilizada para a otimização do SIN. Além dessa modalidade, com base em Nota Técnica elaborada pelo ONS, o CMSE autorizou em 2008 a prática do intercâmbio de origem hidráulica com esses países, limitado a 500 MWmed, na modalidade de energia de devolução. Desse modo, esse suprimento foi efetivado no período de maio a agosto de 2008, devendo ser compensado pelos sistemas elétricos da Argentina e Uruguai, obrigatoriamente, no período de setembro a novembro/08. A devolução da energia de origem hidráulica pelos sistemas importadores concluiu-se em 30 de setembro, no caso da Argentina, e 30 de novembro, no caso do Uruguai, não trazendo nenhuma consequência à operação energética do SIN.

A Operação Elétrica e a Segurança Operativa do SIN em 2008

Ao longo de 2008, o ONS desenvolveu estudos e implantou medidas operativas que possibilitaram à operação da rede elétrica atender os critérios de continuidade, confiabilidade e qualidade de suprimento estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Entre esses trabalhos, merecem destaque:


  • As providências que introduziram melhorias no processo de recomposição do sistema, visando a agilizar a sua normalização na ocorrência de perturbações;

  • A implantação em campo dos ajustes obtidos no trabalho de otimização dos sistemas de controle das unidades geradoras das usinas de Xingó, Paulo Afonso IV e Luiz Gonzaga, o que contribuiu para elevar o recebimento pela região Sudeste em aproximadamente 600MW e o recebimento pela região Nordeste em até 400 MW;

  • A concepção e implantação de novos Sistemas Especiais de Proteção e Controle – SEPs, assim como a revisão dos existentes, tendo-se alcançado um total de 292 desses sistemas já instalados no SIN.

Ressalta-se que, tanto para a entrada em operação de novas usinas, quanto para alterações topológicas da rede de transmissão, em face da entrada em operação de novos componentes, foram desenvolvidos trabalhos detalhados para a otimização dos sistemas de controle de geradores, do ponto de vista sistêmico. Essa ação visa a assegurar o adequado amortecimento das oscilações eletromecânicas, o que permite evitar blecautes e minimizar as consequências das perturbações.

O Sistema Interligado Nacional - SIN é concebido segundo o critério n-1, ou seja, o sistema deve suportar a perda de um elemento da rede sem desligamento de carga, sem perda de estabilidade do sistema, sem violação de padrões de grandezas elétricas e sem atingir limites de sobrecarga de equipamentos e instalações. Entretanto, a operação de qualquer sistema está sujeita a contingências múltiplas. Em 2008, verificaram-se no SIN aproximadamente 500 contingências múltiplas envolvendo a rede básica. A ação adequada dos SEPs em operação e o bom desempenho dos sistemas de controle, incluindo os PSSs e sinais adicionais estabilizantes, garantiram a segurança operativa do sistema nessas circunstâncias.

Dentre as perturbações verificadas, merecem destaque as seguintes, que envolvem o tronco de transmissão de 750 kV associado à UHE Itaipu 60Hz:


  • Dia 05/01/2008, às 13h46min: perda dupla dos circuitos C1 e C2 da linha de transmissão em 750 kV Itaberá - Ivaiporã.

  • Dia 25/10/2008, às 14h45min: curto-circuito provocado por descarga atmosférica, seguido da perda do circuito C3 da linha Foz do Iguaçu - Ivaiporã, em 750 kV, com desligamento de máquina em Itaipu 60 Hz, seguido de outro curto-circuito, também por descarga atmosférica e respectivo desligamento do mesmo circuito.

  • Dia 29/10/2008, às 15h56min: desligamento da linha de transmissão em 750 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, por descarga atmosférica. O religamento automático atuou sem sucesso. Com o terminal de Foz do Iguaçu aberto, ocorreu nova descarga atmosférica na linha, causando novo desligamento. O religamento automático desse circuito falhou novamente no terminal de Foz do Iguaçu.

Fora do tronco de 750 kV, ressalta-se a importância dos SEPs na perturbação ocorrida no dia 12/01/2008, em que houve o desligamento simultâneo dos circuitos C2 e C3 da linha de transmissão Gurupi - Miracema, em 500 kV. Como o circuito C1 da linha Gurupi - Miracema, em 500 kV, encontrava-se desligado para a implantação de esquema de religamento automático, ocorreu a abertura da Interligação Norte -Sudeste. A atuação correta de SEPs preveniu a região Centro-Oeste contra sobretensões e os cortes automáticos programados de carga, efetuados pelo Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC), minimizaram os efeitos da perturbação, evitando colapso sistêmico.

 

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