Descrição da ocorrência

O blecaute ocorrido na noite de 10 de novembro, às 22h13min, ocasião em que as condições meteorológicas eram adversas, foi provocado por descargas atmosféricas  e/ou redução da efetividade de isoladores submetidos à severidade dessas condições e constituiu-se em um evento atípico, de baixíssima probabilidade.

A usina de Itaipu, no Paraná, possui potência instalada de 14.000 MW e é responsável por cerca de 20% da energia consumida no Brasil e de 87% da consumida no Paraguai. A transmissão, de propriedade de Furnas Centrais Elétricas, é efetuada por meio de cinco linhas, cada uma com cerca de 900 quilômetros de extensão. Duas delas são em corrente contínua, de Foz do Iguaçu até Ibiúna, em São Paulo; as outras três linhas, em corrente alternada de 765 kV, estendem-se até Tijuco Preto (SP). Particularmente no caso de Itaipu, o sistema de 765 kV vinha operando segundo um critério de segurança ainda mais rigoroso, acima dos padrões usualmente adotados (contingência simples), prevendo a possibilidade de perda de até duas linhas, ou seja, em N-2 (contingência dupla).

De acordo com os registros oscilográficos, foi registrado um curto-circuito, às 22h13, no trecho entre Ivaiporã (PR) e Itaberá (SP), próximo a esta subestação.  O curto-circuito atingiu as três linhas de transmissão de 765 kV do tronco de transmissão de Itaipu em cerca de 10 centésimos de segundo, verificados desde o ocorrido na primeira linha até a completa eliminação do evento, na terceira. A contingência foi totalmente atípica, com três curtos monofásicos praticamente simultâneos, que evoluíram para trifásicos, pela proximidade com a subestação. 

Os Sistemas Especiais de Proteção implantados pelo ONS atuaram de forma correta e imediata. As três linhas de transmissão foram desligadas automaticamente, para evitar danos aos equipamentos. A abertura dos três circuitos interrompeu o volume de energia transmitido para a região Sudeste e desencadeou uma condição de oscilação entre as diversas áreas do SIN, que, em decorrência, provocou abertura em cascata de dezenas de circuitos de transmissão, interrompendo o suprimento de energia nas diversas regiões. Para uma melhor compreensão da severidade do impacto, deve-se registrar que, entre a abertura das três linhas de 765 kV até o colapso nos estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo e Mato Grosso do Sul, transcorreram menos de cinco segundos.

Consequências da ocorrência e recomposição do sistema

O blecaute do dia 10 de novembro atingiu as regiões de maneiras distintas e foi mais significativo no Sudeste/Centro-Oeste, onde houve uma interrupção de 23.335 MW (62% das cargas da área). Os esquemas de ilhamento funcionaram a contento e evitaram a propagação do problema, reduzindo o impacto das perturbações nas regiões Sul, Norte e Nordeste. As regiões Sul, Nordeste e Norte foram muito pouco afetadas pelo blecaute, com 1%, 8% e 7% de sua carga interrompida, respectivamente, sendo as duas últimas pela atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga. No SIN, a carga total interrompida foi de 24.436 MW, ou 40% do total.

A partir de um diagnóstico da situação, o processo de recomposição foi iniciado imediatamente e realizado de modo gradual e coordenado, conforme indicado nos Procedimentos de Rede do ONS. A falta de energia teve duração média de 222 minutos no Espírito Santo, Mato Grosso do Sul, Rio de Janeiro e São Paulo. Outros 14 estados tiveram interrupções inferiores a 40 minutos: Minas Gerais, Mato Grosso, Goiás, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Acre, Rondônia, Bahia, Sergipe, Paraíba, Alagoas, Pernambuco e Rio Grande do Norte.

Análise da ocorrência e medidas propostas

O estudo detalhado da ocorrência está consolidado no Relatório de Análise da Perturbação - RAP, que foi encaminhado ao CMSE e ANEEL em 17 de dezembro de 2009. O RAP apresenta uma relação de 53 ações, com prazos e responsabilidades de atuação que estão em consonância com as três metas fundamentais buscadas pelo ONS: a primeira delas é trabalhar preventivamente, reforçando, quando possível e viável, a segurança do sistema; a segunda é, uma vez ocorrido o problema, minimizar o efeito dominó; e a terceira é reduzir o tempo de recomposição.

Várias ações propostas no RAP já estão sendo implementadas, sendo que algumas já foram concluídas. Com o objetivo de preservar a confiabilidade da operação elétrica do SIN, até que sejam concluídas as ações relacionadas com a subestação Itaberá (instalação dos booster sheds e a melhoria da blindagem), o ONS, com base em determinação do CMSE, aumentou o patamar de segurança no tronco de 765 kV, entre as subestações de Foz do Iguaçu e Tijuco Preto, implantando limites que suportem a perda de três circuitos nesta interligação (critério operacional N-3), mesmo que, para atender a esta diretriz, seja necessário o despacho de geração térmica adicional.

Considerando que o montante de geração térmica necessário está diretamente associado ao comportamento da carga, os valores de geração térmica vêm sendo definidos pelo ONS na etapa de programação diária, com o objetivo de atender aos requisitos de segurança ao menor custo.

Finalmente, com o objetivo de aprimorar os processos envolvendo a segurança do SIN, são destacadas a seguir algumas das ações que terão tratamento prioritário:

• Reavaliação, em conjunto com a EPE, dos critérios de segurança atualmente adotados para o planejamento da expansão e operação, especialmente para pontos estratégicos dos sistemas de transmissão, como grandes centros de consumo e troncos de transmissão de escoamento de grandes blocos de geração.
• Elaboração de proposta de critérios para seleção de um conjunto de instalações estratégicas do SIN, estabelecendo procedimentos adicionais aos atualmente vigentes para acesso, planejamento de operação, proteção e controle, operação em tempo real e manutenção, bem como critério específico visando a subsidiar os processos de fiscalização pela ANEEL.
• Reavaliação dos procedimentos de recomposição do sistema e corredores de transmissão, verificando a viabilidade da utilização de usinas térmicas, as usinas nucleares de Angra 1 e   Angra 2, e outros recursos, bem como a incorporação de dispositivos de auto-restabelecimento em mais usinas.
• Reavaliação dos esquemas existentes nos principais troncos de transmissão e geração do SIN e continuidade do processo de implantação de ilhamento por subfrequência em pequenas e médias usinas hidrelétricas, com carga local.
• Avaliação da filosofia de proteção de linhas de transmissão e de equipamentos dos principais troncos, cuja atuação possa afetar o desempenho do SIN como um todo.