A Operação do SIN em 2011

O atendimento energético no SIN e a operação da rede elétrica foram conduzidos em 2011 conforme os critérios de segurança e economicidade dos Procedimentos de Rede e, em situações específicas, de acordo com as diretrizes do CMSE e da ANEEL.

A garantia do atendimento energético

Em 2011, o período de janeiro a abril foi caracterizado por afluências elevadas nas regiões Sudeste/Centro-Oeste, alcançando 128% da média histórica do mês (MLT), Norte, com 113% da MLT, e Sul, com 203% da MLT. No Nordeste, as afluências foram abaixo da média, atingindo 86% da MLT. Esse cenário hidrológico favorável permitiu que ao final do mês de abril, o nível de armazenamento da região SE/CO atingisse 88% de sua energia armazenada máxima e, mesmo com afluências abaixo da média, foi possível a região Nordeste atingir cerca de 90% do máximo, em função da transferência dos excedentes energéticos do SIN para esta região.

A situação hidrometeorológica favorável no SE/CO tornou necessária a operação integrada de controle de cheias nos reservatórios das bacias dos rios Grande, Paranaíba, Tietê e Paraná. Coordenada pelo ONS, esta operação possibilitou amortecer o pico de cheia natural, de cerca de 24.500 m³/s, reduzindo-o para valores próximos a 16.000 m³/s junto à usina de Jupiá.

Nos demais meses do ano, as regiões SE/CO, Norte e Sul permaneceram com um quadro hidrológico favorável, com afluências acima da média, representando 112%, 114% e 145% das respectivas médias históricas. Na região Nordeste, foram observadas afluências abaixo da média, atingindo 82% da MLT.

Em função do cenário de afluências elevadas, a aplicação dos Procedimentos Operativos de Curto Prazo em 2011 não identificou a necessidade de despacho térmico complementar a gás no SIN para garantir que os níveis-meta estabelecidos para as regiões SE/CO e Nordeste no final de novembro, correspondendo a 42% e 25% das respectivas capacidades máximas de armazenamento, fossem atingidos. A operação otimizada do sistema hidrotérmico ao longo do ano possibilitou chegar ao final da estação seca, em novembro, com 57% da energia armazenada na região SE/CO e com 46% no Nordeste.

Como nos anos anteriores, houve oportunidade em 2011 para a integração energética com os sistemas elétricos do Uruguai e da Argentina, tendo sido efetivada a exportação de energia para estes países, com recursos de origem térmica não utilizados para atender aos requisitos do SIN.

A segurança operativa da rede elétrica

Ao longo de 2011, o ONS desenvolveu estudos e implantou medidas que possibilitaram operar a rede elétrica em conformidade com os critérios de continuidade, confiabilidade e qualidade de suprimento estabelecidos nos Procedimentos de Rede, conforme destacado a seguir.

Os estudos elétricos pré-operacionais para integração da linha de transmissão 525 kV Foz do Iguaçu-Cascavel Oeste ao SIN, empreendimento que viabiliza o aumento do intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste, bem como a maior exploração da geração na usina de Itaipu 60 Hz. Em particular, esse reforço no sistema viabilizou o aumento das transferências energéticas para a região Sul no segundo semestre de 2011, atenuando os efeitos das condições hidrológicas desfavoráveis verificadas nessa região.

A implantação e o acompanhamento do desempenho de esquemas de religamento automático de linhas de transmissão do SIN, de forma a garantir a continuidade do serviço com aumento da confiabilidade. A estratégia adotada pelo ONS, que considera a utilização do religamento automático tripolar lento, vem apresentando bons resultados, com aumento efetivo da taxa de sucesso das manobras.

Teve continuidade o trabalho de otimização dos sistemas de controle de geradores, do ponto de vista sistêmico, com o objetivo de assegurar o adequado amortecimento das oscilações eletromecânicas, com vistas a evitar a perda de sincronismo quando de perturbações.

A segurança operativa do SIN, mesmo na ocorrência de contingências múltiplas, foi garantida pela ação adequada dos Sistemas Especiais de Proteção, associada ao bom desempenho dos sistemas de controle. Embora o SIN seja dimensionado segundo o critério de segurança N-1, ou seja, permanecer operando sem interrupção do fornecimento de energia, mesmo com a contingência simples de perda de qualquer elemento, na operação em tempo real o sistema está sujeito a contingências múltiplas, envolvendo a perda de dois ou mais elementos da rede.

A definição de novos corredores de recomposição fluente do SIN, bem como a atualização dos existentes, com o objetivo de acelerar a normalização do suprimento após perturbações, mediante a redução do tempo de desligamento das cargas. Destaca-se a revisão do corredor fluente da usina hidroelétrica de Luiz Carlos Barreto, viabilizando o atendimento a cargas prioritárias do centro da cidade de São Paulo nos processos de recomposição.

A revisão de diversas Instruções de Operação relacionadas principalmente à preparação para a manobra de linhas de transmissão da rede básica, no sentido de adequá-las aos critérios atuais de segurança, além de prover maior flexibilidade para as equipes de tempo real na preparação das condições necessárias às manobras.

Foram adotadas medidas operativas conjunturais para evitar condições inaceitáveis em regime normal de operação, bem como reduzir os impactos da ocorrência de emergências.  Um exemplo dessas medidas foi a adoção da abertura do barramento de 230 kV da subestação Aimorés, que permitiu reduzir sobrecargas inadmissíveis nos equipamentos de transmissão do sistema de 138 kV da Escelsa. Essa medida também possibilitou reduzir vertimentos na usina hidroelétrica Aimorés, evitando o alagamento de regiões à jusante da usina, com risco de vidas humanas.

Outro exemplo dessas medidas ocorreu no estado de Goiás. A ocorrência de cargas mais elevadas em razão de altas temperaturas, simultaneamente à indisponibilidade de um dos transformadores da subestação Bandeirantes, que atende grande parte da carga do estado, acarretou sobrecarga na transformação em regime normal, sendo necessário despacho térmico de alto custo para seu controle. Nessa situação foi definida a abertura do barramento de 230 kV da subestação Cachoeira Dourada, direcionando grande parte da geração da usina de Cachoeira Dourada para o atendimento das cargas de Goiás, aliviando a transformação de Bandeirantes e minimizando ou eliminando a necessidade de despacho térmico.

Ao longo do ano, foram ainda executadas as intervenções programadas para a realização de manutenções nas instalações e equipamentos da rede, assim como para a integração ao sistema de novas instalações. A avaliação e execução dessas intervenções programadas atenderam plenamente aos critérios de segurança operacional do SIN. Além disso, o Sistema de Gestão de Intervenções permitiu manter todos os agentes permanentemente informados sobre os serviços programados e realizados. Em 2011, foram analisadas 29.071 intervenções, sendo 1.860 para realização de testes para entrada em operação de novos empreendimentos.