Descripción de la ocurrencia

El apagón ocurrido en la noche del 10 de noviembre, a las 22h13min, ocasión en que las condiciones meteorológicas eran adversas, fue provocado por descargas atmosféricas y/o reducción de la efectividad de aisladores sometidos a la severidad de esas condiciones y fue definitivamente un evento atípico, y de muy poca probabilidad de ocurrencia.

La central de Itaipu , en Paraná, posee potencia instalada de 14.000 MW y se responsabiliza por cerca del 20% de la energía consumida en Brasil y del 87% de la consumida en Paraguay. La transmisión, de propiedad de Furnas Centrales Eléctricas, se efectúa por medio de cinco líneas, cada una con alrededor de 900 kilómetros de extensión. Dos de ellas son en corriente continua, de Foz do Iguaçu hasta Ibiúna, en São Paulo; las otras tres líneas, en corriente alterna de 765 kV, se extienden hasta Tijuco Preto (SP). Particularmente en el caso de Itaipu, el sistema de 765 kV estaba operando según un criterio de seguridad todavía más riguroso, por encima de los patrones usualmente adoptados (contingencia simple), previniendo la posibilidad de pérdida de hasta dos líneas, o sea, en N-2 (contingencia doble).

De acuerdo con los registros oscilográficos, se registró un cortocircuito, a las 22h13, en el trecho entre Ivaiporã (PR) e Itaberá (SP), próximo a esta subestación. El cortocircuito alcanzó las tres líneas de transmisión de 765 kV del tronco de transmisión de Itaipú en alrededor de 10 centésimos de segundo, verificados desde el ocurrido en la primera línea hasta la completa eliminación del evento, en la tercera. La contingencia fue totalmente atípica, con tres cortocircuitos monofásicos prácticamente simultáneos, que evolucionaron para trifásicos, por la proximidad con la subestación.

Los Sistemas Especiales de Protección implantados por el ONS actuaron de forma correcta e inmediata. Las tres líneas de transmisión se desconectaron automáticamente, para evitar daños a los equipamientos. La apertura de los tres circuitos interrumpió el volumen de energía transmitido para la región Sudeste y desencadenó una condición de oscilación entres las diversas áreas del SIN, que como consecuencia provocó abertura en cascada de decenas de circuitos de transmisión, interrumpiendo el abastecimiento de energía en las diversas regiones. Para una mejor comprensión de la severidad del impacto, se debe registrar que, entre la abertura de las tres líneas de 765 kV hasta el colapso en los estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo y Mato Grosso de Sul, transcurrieron en menos de cinco segundos.

Consecuencias de la ocurrencia y recomposición del sistema

El apagón del día 10 de noviembre alcanzó las regiones de maneras distintas y fue más significativo en el Sudeste/Centro-Oeste, donde hubo una interrupción de 23.335 MW (el 62% de las cargas del área). Los esquemas de aislamiento funcionaron a contento y evitaron la propagación del problema, reduciendo el impacto de las perturbaciones en las regiones Sur, Norte y Nordeste. Las regiones Sur, Nordeste y Norte fueron muy poco afectadas por el apagón, con el 1%, el 8% y el 7% de su carga interrumpida, respectivamente, siendo las dos últimas por la actuación del Esquema Regional de Alivio de Carga. En el SIN, la carga total interrumpida fue de 24.436 MW, o el 40% del total.

A partir de un diagnóstico de la situación, el proceso de recomposición se inició inmediatamente y se realizó de modo gradual y coordinado, como indicado en los Procedimientos de Red del ONS. La falta de energía tuvo duración media de 222 minutos en Espírito Santo, Mato Grosso do Sul, Rio de Janeiro y São Paulo. Otros 14 estados tuvieron interrupciones inferiores a 40 minutos: Minas Gerais, Mato Grosso, Goiás, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Acre, Rondônia, Bahia, Sergipe, Paraíba, Alagoas, Pernambuco y Rio Grande do Norte.

Análisis de la ocurrencia y medidas propuestas

El estudio detallado de la ocurrencia está consolidado en el Informe (Relatório) de Análisis de la Perturbación - RAP, que se encaminó al CMSE y ANEEL el 17 de diciembre de 2009. El RAP presenta una relación de 53 acciones, con plazos y responsabilidades de actuación que están en consonancia con las tres metas fundamentales buscadas por el ONS: la primera de ellas es trabajar preventivamente, reforzando, cuando posible y viable, la seguridad del sistema; la segunda es, una vez que ocurre el problema, minimizar el efecto dominó; y la tercera es reducir el tiempo de recomposición.

Varias acciones propuestas en el RAP ya se están implementando, siendo que algunas ya se concluyeron. Con el objetivo de preservar la confiabilidad de la operación eléctrica del SIN, hasta que se concluyan las acciones relacionadas con la subestación Itaberá (instalación de los booster sheds y la mejoría del blindaje), el ONS, con base en determinación del CMSE, aumentó el nivel de seguridad en el tronco de 765 kV, entre las subestaciones de Foz do Iguaçu y Tijuco Preto, implantando límites que soporten la pérdida de tres circuitos en esta interconexión (criterio operacional N-3), aunque, para que se atienda a esta directriz, se necesite el envío de generación térmica adicional.

Considerando que el montante de generación térmica necesario está directamente asociado al comportamiento de la carga, los valores de generación térmica se están definiendo por el ONS en la etapa de programación diaria, con el objetivo de atender a los requisitos de seguridad al menor coste.

Finalmente, con el objetivo de perfeccionar los procesos envolviendo la seguridad del SIN, se destacan a seguir algunas de las acciones que tendrán tratamiento prioritario:

• Reevaluación, en conjunto con la EPE, de los criterios de seguridad actualmente adoptados para el planeamiento de la expansión y operación, especialmente para puntos estratégicos de los sistemas de transmisión, como grandes centros de consumo y troncos de transmisión de desagüe de grandes bloques de generación.
• Elaboración de propuesta de criterios para selección de un conjunto de instalaciones estratégicas del SIN, estableciendo procedimientos adicionales a los actualmente vigentes para acceso, planeamiento de operación, protección y control, operación en tiempo real y mantenimiento, así como criterio específico procurando facilitar los procesos de fiscalización efectuados por la ANEEL.
• Reevaluación de los procedimientos de recomposición del sistema y corredores de transmisión, verificando la viabilidad de la utilización de centrales térmicas, las centrales nucleares de Angra 1 y Angra 2, e otros recursos, así como la incorporación de dispositivos de auto-restablecimiento en más centrales.
• Reevaluación de los esquemas existentes en los principales troncos de transmisión y generación del SIN y la continuidad del proceso de implantación de aislamiento por subfrecuencia en pequeñas y medias centrales hidroeléctricas, con carga local.
• Evaluación de la filosofía de protección de líneas de transmisión y de equipamientos de los principales troncos, cuya actuación pueda afectar el desempeño del SIN como un todo.