Apagão ONS

ONS RE 3/0032/2011

ANÁLISE DA PERTURBAÇÂO DO
DIA 04/02/2011 À 00H21MIN
ENVOLVENDO OS ESTADOS DA
REGIÃO NORDESTE

Relatório de Análise da Perturbação - RAP

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Operador Nacional do Sistema Elétrico
Diretoria Geral
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tel (+21) 203-9594 fax (+21) 203-9444

Histórico da revisões do relatório:
das

Documento de convocação para reunião de análise:
os
Carta ONS – 0015/300/2011 de 04/02/2011

Datas das r
reuniões de análise: 07/02/2011 (com todos os Agentes)
e 17/02/201 (específica com Chesf), além do MME e ANEEL
11

Versão orig
ginal (minuta) em: 14/03/2011

Versão def
finitiva (final) em: 21/03/2011

Participant da análise da perturbação:
tes

ANEEL (SF FE-SFG), MME (SEE-DMSE), ONS
Transmisso ora: Chesf
Distribuidor
ras: Coelce, Cosern, Celpe, Sulgipe, Ceal, C
Coelba,
Energisa SSergipe, Neoenergia, Energisa Paraíba e Ene ergisa
Borborema a
Geradoras: Chesf e Neoenergia
:
Outros: Braasken / Abrace-NE

Observação No item 10 consta lista de presença da re
o: eunião do dia
07/02/2011 no ONS/Rio de Janeiro
1

Carta de c
convocação enviada para:

Mozart Bande Arnaud – Chesf
ndeira
José Távor Batista – Coelce
ra
Joubert Meneneguelli – Coelba
Ricardo de Vasconcelos Galindo – Celpe
e
Dario Soare Vale – Cosern
es
Nelson Fonsnseca Leite – Eletrobras Distribuição Alagoas e Eletrobras
s
Distribuição Piauí
o
Luis Morae Guerra Filho – Energisa Paraíba e Energis Borborema
es sa
Gioreli de S
Souza Filho – Energisa Sergipe
Jorge Prad Leite – Sulgipe
ado
André Marcocondes Gohn – Braskem
Jose Fernan Barbosa Santos – Paranapanema (Cara
ando aíba Metais)
Magno Ros – Coteminas-PB
ssi
Antônio Inác de Souza – Dow Brasil (Dow Química)
ácio
Pablo Wiededenbrug – EKA

RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados d Região 3
o da 63
Nordeste.

Renato Arantes – VALE
Ari da Silva Medeiros – Veracel
Cláudia Silva Zanchi Piunti – Gerdau Aço Norte e Usiba
Manoel Valério de Brito – Mineração Caraíba
Geraldo Lopes – Ferbasa
Leonardo Cordeiro – Libra
Gilvan Azevedo Paixão – Petrobras Fafen-SE
Ildo Wilson Grudtner – MME
José Augusto da Silva – Aneel / SFE
Rômulo de Vasconcelos Feijão – ANEEL / SFG

RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região 4 63
Nordeste.

Sumário
1 INTRODUÇÃO 6

2 SITUAÇÃO DO SISTEMA ANTES DA PERTURBAÇÃO 9
2.1 CARGAS E FLUXOS 9
2.2 FLUXO EM LINHAS DE TRANSMISSÃO 9
2.3 TENSÃO NOS PRINCIPAIS BARRAMENTOS 10
2.4 GERAÇÃO DA ÁREA AFETADA 11
2.5 EQUIPAMENTOS INDISPONÍVEIS 11

3 DESCRIÇÃO DA PERTURBAÇÃO 12

4 SEQUÊNCIA DE EVENTOS 20
4.1 DESLIGAMENTOS AUTOMÁTICOS E MANUAIS 20
4.2 RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA 23

5 AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO 23
5.1 PROTEÇÃO E ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO 23
5.2 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO 25
5.3 ESQUEMAS REGIONAIS DE ALÍVIO DE CARGA – ERAC 26
5.4 COMPORTAMENTO DINÂMICO DO SIN 26
5.5 OPERAÇÃO EM TEMPO REAL E PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO 32
5.6 SISTEMA DE SUPERVISÃO E TELECOMUNICAÇÃO 40

6 INTERRUPÇÃO DE CARGA NO SIN 40
6.1 CARGA DE DEMANDA INTERROMPIDA E ENERGIA NÃO SUPRIDA 40

7 CONCLUSÕES 41
7.1 REFERENTES À ORIGEM DA PERTURBAÇÃO 41
7.2 REFERENTES AO PROCESSO DE LIBERAÇÃO DE EQUIPAMENTOS 43
7.3 REFERENTES AO PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO 44
7.4 REFERENTES ÀS DIVERGÊNCIAS APRESENTADAS PELA CHESF 45

8 PROVIDÊNCIAS TOMADAS E EM ANDAMENTO 45
8.1 PELA CHESF 45
8.2 PELO ONS 46

9 RECOMENDAÇÕES 46
9.1 À CHESF 46
9.2 AO ONS 48

10 ANEXOS 50

RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 5 de 121

1 INTRODUÇÃO

O presente relatório tem o objetivo de apresentar a análise da perturbação do
dia 04/02/2011 com início às 00h08min, com origem na subestação de 500 kV da
UHE Luiz Gonzaga da Chesf, que envolveu as interligações Sudeste/Nordeste –
SE/NE e Norte/Nordeste – N/NE, e provocou os desligamentos das mesmas,
isolando grande parte do sistema Nordeste do restante do Sistema Interligado
Nacional – SIN, culminando com o colapso no abastecimento das cargas da região
Nordeste, exceto os estados do Piauí e Maranhão e parte do Sudoeste da Bahia.
Neste momento a carga total do sistema Nordeste era de 8.884 MW, o que equivale
a uma condição de carga média.

A perturbação teve início às 00h08min, com os desligamentos automáticos da LT
500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 e da Barra B1 de 500 kV da SE Luiz
Gonzaga, devido à atuação acidental da proteção de falha de disjuntor (15C3).
Com isso, as unidades geradoras 01G3 e 01G4 da UHE Luiz Gonzaga
permaneceram conectadas radialmente na LT 500 kV Luiz Gonzaga/Paulo Afonso IV,
tendo em vista que o disjuntor 15T2 da SE Luiz Gonzaga encontrava-se liberado para
manutenção. No instante destes desligamentos a LT 500 kV São João do Piauí /
Milagres, se encontrava fora de operação, uma vez que foi desligada às 17h25min
do dia anterior (03/02/2011) para intervenção de emergência, motivada por
vazamento de óleo no Transformador de Potencial Capacitivo (TPC) 85V4 - Fase C
do terminal de São João do Piauí (Sistema de Gestão de Intervenções - SGI n o
03794/2011). Esses desligamentos forçados não acarretaram desligamentos de
carga no SIN.

Às 00h21min, durante a realização de tentativa de normalização da LT 500 kV
Sobradinho/Luiz Gonzaga C1, após liberação da sua energização pela Chesf, ocorreu
o desligamento automático da Barra B2 de 500 kV da SE Luiz Gonzaga, devido a
atuação acidental da proteção de falha de disjuntor (15D2), ocasionando os
desligamentos das LTs 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 e Luiz Gonzaga /
Milagres. Com isso, as unidades geradoras da UHE Luiz Gonzaga, permaneceram
conectadas radialmente da seguinte forma: 1 máquina ligada a LT 500kV Luiz
Gonzaga / Angelim II, 2 máquinas ligadas à LT 500 kV Luiz Gonzaga /Paulo


Afonso IV e 2 máquinas ligadas à LT 500 kV Luiz Gonzaga / Olindina.

Estes desligamentos provocaram oscilações de potência do sistema Nordeste em
relação aos sistemas Norte e Sudeste/Centro-Oeste, culminando com a perda de
sincronismo entre os mesmos. Isto levou à atuação das Proteções de Perda de
Sincronismo (PPS) das interligações N/NE e SE/NE, ocasionando os desligamentos
automáticos das seguintes linhas de transmissão:

· LTs 500 kV Teresina II / Sobral III C1 e C2 (N/NE);
· LT 500 kV Rio das Éguas / Bom Jesus da Lapa (SE/NE).

Em sequência, como resultado, verificou-se um afundamento do perfil de tensão
nos troncos de 230kV Sobradinho / Bom Jesus da Lapa e Teresina / Fortaleza,
levando a abertura das LTs, que seguem abaixo listadas, pela atuação das
proteções de distância em primeira zona: LT 230kV Piripiri / Sobral II, LT 230kV
Senhor do Bonfim II / Irecê e LT 230kV Irecê / Bom Jesus da Lapa II.

Cabe ressaltar que a atuação das proteções acima citadas (PPS e Distância)
evitou a propagação desta perturbação para as regiões Norte e Sudeste/Centro-
Oeste.

Os desligamentos das linhas acima resultaram no isolamento do sistema Nordeste do
restante do SIN, com exceção dos estados do Piauí e Maranhão e parte do Sudoeste
da Bahia, provocando déficit elevado de geração neste sistema, em função do
cenário Nordeste importador, que recebia 3.237 MW no instante da perturbação.

No sistema ilhado da região Nordeste ocorreu subfreqüência, devido ao déficit de
geração existente, tendo sido atingido o valor mínimo de 56,44 Hz, com consequente
atuação correta dos cinco estágios do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC
desta região, interrompendo 3.297 MW de cargas (41,21% do total).

Observou-se também uma acentuada queda na tensão da área Norte da região
Nordeste, tendo em vista que, após a perda da rede de 500 kV dessa área, a
mesma ficou suprida apenas pela rede de 230 kV, que é insuficiente para atender
a sua demanda. Isto ocasionou um corte adicional de cargas pela atuação do
Sistema Especial de Proteção (SEP) por subtensão e, também, por rejeição natural,


provocando uma redução total de carga de cerca de 1.300 MW, permanecendo
ligados apenas 200 MW na área Norte da região Nordeste.

Após atuação dos esquemas de alívio de carga por subtensão e subfrequência, bem
como pela rejeição natural de carga, foi refeito o equilíbrio carga x geração com
estabilização da frequência e tensão no sistema da Região Nordeste.

Em consequência dos cortes de carga verificados em todas as áreas, ocorreram
sobretensões dinâmicas na região Nordeste, as quais levaram a desligamentos de
diversos equipamentos de controle de reativos desta Região (bancos de capacitores e
compensadores estáticos e síncronos), além das seguintes linhas de transmissão de
500kV: 05L6 Jardim/Camaçari II, 05V5 Quixadá / Fortaleza II, 05V3 Quixadá /
Milagres, 05V1 Xingó / Angelim II, e algumas LTs de 230kV, com absorção de
potência reativa pelas unidades geradoras que estavam sincronizadas.

Decorridos aproximadamente 40 segundos, ocorreram os desligamentos automáticos
de 5 unidades geradoras na UHE Xingó (1.768 MW) e após cerca de mais 10
segundos de 3 unidades na UHE Paulo Afonso IV (812 MW), permanecendo apenas
uma unidade geradora em cada uma dessas usinas. Após cerca de 1 a 2 minutos,
ocorreram também desligamentos de uma unidade geradora em cada uma das UHEs
Paulo Afonso I, Paulo Afonso III e Apolônio Sales, totalizando nessas três usinas
193 MW. Em função destes desligamentos, ocorreu subtensão e subfrequência no
sistema ilhado, ocasionando a atuação do Sistema Especial de Proteção - SEP de
subtensão das áreas Leste e Sul da região Nordeste e rejeição natural de carga.

Após esses eventos, o sistema ilhado da região Nordeste permaneceu
energizado com níveis de tensão e freqüência degradados por aproximadamente 7
minutos, até 00h29min, momento em que ocorreu o colapso total desse sistema, com
desligamento total das cargas remanescentes, de cerca de 2.316 MW.

Permaneceram supridos pelo SIN o estado do Piauí com 473 MW de cargas e a
parte da região Sudoeste do estado da Bahia com 340 MW de cargas, bem
como as cargas do estado do Maranhão. O tempo médio de restabelecimento das
cargas foi de 194 minutos.

Outrossim, por solicitação da ANEEL, enfatizamos que “As informações


apresentadas pelos Agentes envolvidos e que embasaram a elaboração deste
Relatório de Análise de Perturbação – RAP estão sujeitas à fiscalização da ANEEL,
conforme o que estabelece a Lei n.º 9.427 de 26 de dezembro de 1996, o Contrato
de Concessão dos Agentes envolvidos, os Procedimentos de Rede aprovados pela
ANEEL e demais requisitos legais aplicáveis.”

2 SITUAÇÃO DO SISTEMA ANTES DA PERTURBAÇÃO

No momento anterior à perturbação do dia 04/02/2011, à 00h21min, a área
afetada do SIN encontrava-se nas seguintes condições de operação:

2.1 CARGAS E FLUXOS EM INTERLIGAÇÕES

Cargas da região Nordeste: 8.884 MW

Somatório do Intercâmbio líquido realizado (3.237 MW / 36,4%) + Geração
verificada (5.647 MW / 63,6%)

FNE – Fluxo Norte / Nordeste: 2.420 MW

FNE – Somatório do fluxo de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente
Dutra / Boa Esperança, Presidente Dutra / Teresina II C1 e C2 e Colinas /
Ribeiro Gonçalves e na LT 230 kV Coelho Neto / Teresina, sendo valor
positivo para o fluxo que sai de Presidente Dutra, Colinas e Coelho Neto e
medido nessas SEs.

FSENE – Fluxo Sudeste / Nordeste: 817 MW

FSENE – Fluxo (MW) na LT 500 kV Serra da Mesa 2 / Rio das Éguas,
medido na SE Serra da Mesa 2, sendo positivo no sentido de Serra da
Mesa 2 para Rio das Éguas.

RNE – Recebimento pela região Nordeste: 3.237 MW

Somatório do FNE + FSENE, quando FNE + FSENE > 0

2.2 FLUXOS EM LINHAS DE TRANSMISSÃO

LT 500 kV Serra da Mesa 2* / Rio das Éguas C1 (FSENE) - 817 MW


LT 500 kV Teresina II* / Sobral III C1 - 601 MW

LT 500 kV Teresina II* / Sobral III C2 - 595 MW

LT 500 kV Colinas* / Ribeiro Gonçalves C1 - 604 MW

LT 500 kV Colinas* / Ribeiro Gonçalves C2 - 323 MW

LT 500 kV Presidente Dutra* / Boa Esperança - 74 MW

LT 500 kV Presidente Dutra* / Teresina II C1 - 703 MW

LT 500 kV Presidente Dutra* / Teresina II C2 - 716 MW

LT 500 kV Luiz Gonzaga* / Sobradinho C2 - 950 MW

LT 230 kV Teresina / Coelho Neto - 0 MW

(*) Local da medição

2.3 TENSÃO NOS PRINCIPAIS BARRAMENTOS

Tabela 2.1.1: Tensão nos Barramentos da área afetada

TENSÃO NOS BARRAMENTOS
Instalação Tensão – 500 kV Tensão – 230 kV
Teresina II 522 233
Sobral II 534 231
Fortaleza II 530 229
Boa Esperança 520 234
São João do Piauí 534 229
Sobradinho 516 224
Luiz Gonzaga 531 -
Serra da Mesa 524 -
Bom Jesus da Lapa II 524 222
Paulo Afonso IV 535 -
Xingó 527 -


2.4 GERAÇÃO DA ÁREA AFETADA

Tabela 2.1.2: Geração da área afetada

Geração da área afetada
Usina MW Usina MW Usina MW
UTE Camaçari Muricy 0 UTE Camaçari Polo 0 UTE Celso Furtado 0
EOL Alegria I 0 EOL Bons Ventos 36 EOL Canoa Quebrada 45

EOL Enacel 27 EOL Formosa 1 EOL Icaizinho 19

EOL Praia do Morgado 0 EOL Rio do Fogo 17 EOL Volta do Rio 0

UHE Itapebi 91 UTE Jaguarari 0 UTE Jesus Soares Pereira 110

UHE Pedra do Cavalo 0 UTE Petrolina 0 UTE Potiguar 0

UTE Potiguar III 0 UTE Rômulo Almeida 24 UTE Termocabo 0

UTE Termomanaus 0 UTE Termonordeste 0 UTE Termoparaíba 0

UHE Apolônio Sales 80 UHE Sobradinho 558 UHE Boa Esperança 100

UHE Luiz Gonzaga 896 UTE Camaçari 0 UHE Paulo Afonso I 53

UHE Paulo Afonso II 77 UHE Paulo Afonso III 313 UHE Paulo Afonso IV 1082

UHE Xingó 2.122 UTE Pernambuco 0 UTE Fortaleza 0

UTE Aquiraz 0 UTE Campina Grd. 0 UTE Maracanaú 1 0

UTE Termoceará 0 UTE Global I 0 UTE Global II 0

UTE Pau Ferro 0 ------- ------
Total de geração na região Nordeste: 5.651 MW

2.5 EQUIPAMENTOS INDISPONÍVEIS

LT 500 kV São João do Piauí / Milagres, desde às 17h25, do dia
03/02/2011 devido vazamento de óleo em TCP no terminal de São João
do Piauí (em emergência). Foi normalizada no dia 05/02/2011 às 02h06.
2.5.1 Disjuntor 15T2 da subestação 500 kV da UHE Luiz Gonzaga.
2.5.2 Unidades Geradoras indisponíveis na região Nordeste:
• Paulo Afonso 1: UG 3;
• Paulo Afonso 2: UGs 1, 2 e 3;
• Paulo Afonso 3: UG 4;
• Apolônio Sales: UG4;
• Sobradinho: UGs 1 e 3; e
Total de geração indisponível: 918 MW (10% da geração total da região Nordeste).


3 DESCRIÇÃO DA PERTURBAÇÃO

3.1 Às 00h08min do dia 04/02/2011 ocorreu o desligamento automático da
LT 500 kV Luiz Gonzaga/Sobradinho C1 e do barramento 500 kV 05B1 da
SE Luiz Gonzaga, com a abertura de todos os disjuntores conectados a
esta barra e do disjuntor 15D2 associado à LT 500 kV Luiz
Gonzaga/Sobradinho C1, provocada pela atuação acidental da proteção de
falha do disjuntor de 500 kV 15C3.

3.2 A LT 500 kV São João do Piauí/Milagres, de propriedade do Agente
Iracema, encontrava-se desligada desde às 17h25min do dia 03/02/2011,
para intervenção de emergência, devido a um vazamento de óleo no TPC
85V4, fase C da LT no terminal de São João do Piauí, conforme
intervenção cadastrada no Sistema de Gestão de Intervenções – SGI, sob
o nº 03794/2011. Com essa indisponibilidade o limite de segurança para o
Recebimento Nordeste nesse horário é de 4.500 MW. O valor praticado à
00h08min era de cerca de 3.200 MW. Como esse valor era inferior ao limite
de segurança, a perda da LT 500kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1 (05C3)
não trouxe nenhum impacto ao sistema.

3.3 Tendo sido identificada pela Chesf a atuação do esquema de falha do
disjuntor 15C3 da subestação Luiz Gonzaga, foi procedido o isolamento e
impedido o equipamento para a operação e liberada pela transmissora para
o ONS a normalização da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1.
Ressalta-se que, neste momento, não havia sido identificada pela Chesf a
causa da atuação da proteção de falha de disjuntor da citada LT, não tendo
sido informada para o ONS qualquer anomalia no sistema de proteção
associado.

3.4 Destaca-se que, conforme estabelecido no Sub-módulo 10.7 – item 4.4.b
(iii) dos Procedimentos de Rede, os proprietários das instalações devem
informar ao centro de operação do ONS com o qual se relacionam a
disponibilidade para reintegração ao SIN de equipamento de sua
responsabilidade que se encontre desligado, tão logo essa disponibilidade
fique caracterizada, bem como a existência ou não de restrição operativa.


3.5 Com o desligamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) e
do Barramento 05B1 de Luiz Gonzaga, estando a LT 500 kV São João do
Piauí / Milagres já desligada para intervenção de emergência, configurou-
se neste momento uma condição de dupla indisponibilidade, implicando em
um novo limite de Recebimento pelo Nordeste de 3.000 MW (equivalente
ao período de carga média e a 33,8% da carga), bem como um fluxo
máximo de 800 MW na LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2.

À 00h09 a Chesf contatou o ONS para disponibilizar a LT 500 kV
Sobradinho/Luiz Gonzaga C1 (05C3), após desligamento automático dessa
à 00h08. Neste contato, o ONS informou à Chesf que o barramento 500 kV
(05B1) encontrava-se também desligado, levando o agente a suspender a
disponibilização da referida LT. O motivo da perda do barramento foi a
atuação acidental da proteção de falha do disjuntor 500 kV 15C3 da SE
Luiz Gonzaga.

À 00h11 a Chesf disponibilizou novamente a LT 500 kV Sobradinho / Luiz
Gonzaga C1 (05C3) para energização. Dessa forma, o ONS verificou se as
condições sistêmicas estabelecidas para permitir essa manobra estavam
atendidas, ou seja: tensão na UHE Sobradinho inferior a 530 kV e folga de
absorção de reativo de no mínimo 250 Mvar nas unidades geradoras da
UHE Sobradinho. Diante destas condições, e principalmente considerando
a liberação desta LT pela Chesf, sem qualquer restrição, à 00h12 foi
determinado pelo ONS o religamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz
Gonzaga C1 (05C3), visando resgatar as condições de segurança do
sistema Nordeste.

Após constatar que essas condições estavam atendidas, à 00h12 o ONS
autorizou a energização da LT em vazio por Sobradinho.

À 00h15, o ONS questionou à Chesf quanto à razão desse tempo decorrido
para o fechamento da LT em Sobradinho, tendo sido esclarecido que um
operador encontrava-se efetuando comando local para executar o
religamento do disjuntor desta linha.


À 00h17, a Chesf disponibilizou o barramento 05B1 da UHE Luiz Gonzaga
sendo autorizada sua normalização. No minuto seguinte, antes de efetivar
a normalização da barra, a Chesf informa que a LT 500 kV Sobradinho /
Luiz Gonzaga C1 (05C3) já se encontrava em vazio sobre Sobradinho.
Ressalta-se que a retirada dos bloqueios à sua energização, foi efetuada à
00h13.
Não havendo qualquer restrição quanto aos aspectos de segurança para
energização da LT 500 kV Luiz Gonzaga / Sobradinho C1 (05C3) e
considerando que o restabelecimento desta LT restauraria de imediato as
condições de segurança do Sistema Nordeste, o ONS autorizou a Chesf a
efetuar o fechamento do disjuntor 15D2 de Luiz Gonzaga. As seguintes
razões também foram levadas em consideração:

· Não havia informação pela Chesf de qualquer anormalidade quanto ao
disjuntor 15D2 da UHE Luiz Gonzaga que havia sido aberto à 00h08;

· Não havia qualquer restrição informada pela Chesf, referente à LT ou ao
barramento 05B2 onde a LT seria conectada;

· A LT já estava energizada com sucesso a partir de Sobradinho,
indicando não haver defeito permanente;

· O disjuntor 15C3 de conexão da LT ao barramento 05B1 da UHE Luiz
Gonzaga, que havia originado os desligamentos à 00h08 por atuação da
proteção de falha de disjuntor, já se encontrava isolado pelas
seccionadoras e ainda não se sabia o motivo da atuação dessa
proteção.

À 00h21min ao ser religada a LT 500 kV Luiz Gonzaga / Sobradinho C1, no
terminal de Luiz Gonzaga, estando a mesma já energizada por Sobradinho,
com o barramento 500 kV 05B1 da SE Luiz Gonzaga desenergizado,
ocorreu o desligamento automático do barramento 05B2 de 500 kV dessa
SE, provocado pela atuação acidental da proteção de falha do disjuntor de
500 kV 15D2, associado ao bay da LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga
C1. Esta atuação ocasionou a abertura de todos os disjuntores conectados
à barra 05B2 de 500 kV e das LTs 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C2 e


Luiz Gonzaga / Milagres. Permaneceram fechados os disjuntores centrais
de 500 kV 15D3, 15D4 e 15D5, conectando as unidades geradoras da
UHE Luiz Gonzaga da seguinte forma: 01G2 ao circuito Luiz
Gonzaga/Angelim II 05L5, 01G3 / 01G4 ao circuito Luiz Gonzaga/Paulo
Afonso IV 05C1 e 01G5 / 01G6 ao circuito Luiz Gonzaga / Olindina 05S4.

3.6 Com a perda dos 3 referidos circuitos em 500 kV, considerando a linha de
transmissão 500 kV 05V4 São João do Piauí / Milagres indisponível e um
valor de intercâmbio de 3.237 MW, iniciou-se um processo de oscilação de
potência entre o sistema da região Nordeste e o sistema formado pelas
demais regiões do SIN, provocando a atuação correta das proteções de
perda de sincronismo com o desligamento associado das seguintes linhas
de transmissão:

· LT 500 kV Teresina II / Sobral III C1 e C2 (Interligação N/NE);

· LT 500 kV Rio das Éguas / Bom Jesus da Lapa (Interligação SE/NE).

Em sequência, como resultado, verificou-se um afundamento do perfil de
tensão nos troncos de 230kV Sobradinho / Bom Jesus da Lapa e Teresina
/ Fortaleza, levando à abertura das LTs a seguir pela atuação das
proteções de distância em primeiras zona: LT 230kV Piripiri / Sobral II, LT
230kV Senhor do Bonfim II / Irecê e LT 230kV Irecê / Bom Jesus da Lapa
II.

Cabe ressaltar que a atuação correta destas proteções, abrindo as linhas
de 500 kV e 230 kV acima citadas, evitou a propagação desta perturbação
para as regiões Norte e Sudeste/Centro-Oeste.

3.7 O desligamento dos circuitos de 500 kV e 230 kV acima indicados resultou
no isolamento do sistema Nordeste do restante do SIN, com exceção dos
estados do Piauí, do Maranhão e de parte da área Sudoeste da Bahia, as
quais ficaram conectadas ao restante do SIN. Como consequência, esta
área isolada da região Nordeste foi submetida a um elevado déficit de
geração, em função do cenário Nordeste importador no instante da
perturbação, com um recebimento de 3.237 MW.


3.8 Após este isolamento da região Nordeste, verificou-se subfrequência com
a consequente atuação correta dos cinco estágios do Esquema Regional
de Alívio de Carga – ERAC da região Nordeste, interrompendo cerca de
3.297 MW de cargas (41,21% do total) nesta região. A freqüência desse
sistema atingiu o valor mínimo de 56,44 Hz e um valor de taxa de variação
de 1,66 Hz/s, provocando a atuação dos três primeiros estágios do ERAC
por taxa de variação da frequência no tempo e dos dois últimos estágios
em retaguarda instantânea por freqüência absoluta. A freqüência
recuperou-se satisfatoriamente em cerca de 8 segundos e estabilizou-se
em 60 Hz durante cerca de 40 segundos. A Figura 1 (fonte Chesf) a seguir
apresenta o comportamento da freqüência na área ilhada da região NE
após a abertura das interligações.

Conforme pode ser observado na figura acima, verificou-se a atuação
adequada do ERAC.

3.9 Na configuração resultante após os desligamentos dos circuitos indicados
no item 3.6, a área Norte da região Nordeste perdeu o suprimento pelo
sistema de transmissão em 500 kV, ficando atendida apenas pelo tronco de
transmissão em 230 kV. Como conseqüência, esta área foi submetida a
um afundamento de tensão decorrente da superação do limite de


transmissão. Verificou-se, então, corte adicional de carga por atuação de
todos os três estágios do SEP de subtensão dessa área e, também, por
rejeição natural, provocando uma redução de carga na área Norte de cerca
de 1.300 MW (1.500 MW para 200 MW).

3.10 Em decorrência dos cortes de carga verificados em todas as áreas da
região Nordeste, verificou-se redução no carregamento do sistema de
transmissão, com consequente elevação do perfil de tensão nos principais
barramentos da região. Como consequência, foram observados
desligamentos automáticos de diversos equipamentos de controle de
tensão e das linhas de transmissão de 500 kV 05L6 Jardim/Camaçari II,
05V5 Quixadá / Fortaleza II, 05V3 Quixadá / Milagres, 05V1 Xingó /
Angelim II, e de LTs 230 kV na região Nordeste, visando ajustar o perfil de
tensão do sistema aos seus valores normais de operação.

3.11 Após as atuações dos esquemas de controle de emergência, o sistema
atingiu um novo ponto de equilíbrio. Decorridos cerca de 40 segundos,
ocorreram em sequência os seguintes eventos:

· Desligamento automático indevido de 5 unidades geradoras na UHE
Xingó, por perda de alimentação de serviços auxiliares;

· Após cerca de mais 10 segundos, desligamento automático indevido
das 3 unidades na UHE Paulo Afonso IV, por sobrecorrente nos
transformadores de excitação;

· Desligamento automático de uma unidade geradora em cada uma das
UHEs Paulo Afonso I, Paulo Afonso III e Apolônio Sales, por atuação do
nível baixo de óleo do acumulador.

Após a sequência de desligamentos, nas UHE Xingó e Paulo Afonso IV
permaneceu em operação apenas uma unidade geradora em cada uma
destas usinas.

Convém ressaltar que as unidades geradoras da UHE Xingó, que ficaram
subexcitadas após o ilhamento do sistema do Nordeste, desligaram por
perda de alimentação dos serviços auxiliares. Segundo informações da


Chesf, a tensão terminal destas unidades estava entre 90% e 93%. Esta
condição não deveria provocar a perda da alimentação dos serviços
auxiliares e, como consequência, das unidades geradoras da UHE Xingó.

O desligamento das unidades geradoras de Paulo Afonso IV foi devido à
atuação incorreta das proteções de sobrecorrente dos transformadores de
excitação, as quais devem atuar apenas para curto-circuitos.

A partir desse momento e, em consequência da perda de cerca de 2.600
MW de geração dessas unidades de geração, ocorreu um afundamento de
tensão nas demais áreas da região Nordeste, levando ao corte de carga
adicional pelo SEP de subtensão das áreas Leste e Sul e, também, por
rejeição natural de cargas. Além da queda do perfil de tensão, verificou-se
degradação da frequência na ilha da região Nordeste, que atingiu valores
da ordem de 46 Hz.

A unidade geradora 01G4 da Usina de Xingó e as unidades geradoras
01G2, 01G3, 01G4, 01G5 e 01G6 da Usina de Luiz Gonzaga saíram por
atuação da proteção de distância, associada aos seus links, causado por
subtensão e elevação da corrente. As unidades geradoras 01G1 da Usina
de Paulo Afonso I, 01G11 da Usina de Paulo Afonso III e 01G1 da Usina
de Apolônio Sales saíram por atuação do nível baixo de óleo do
acumulador. A unidade geradora 01G4 da Usina de Paulo Afonso II saiu
por atuação da proteção diferencial, apresentando danos nos
enrolamentos estatóricos.

3.12 Após esses eventos, a ilha formada pela região Nordeste permaneceu
durante cerca de 7 minutos com níveis de tensão e frequência degradados,
culminando com seu colapso à 00h29.

3.13 Por volta das 5 horas deste mesmo dia, após intervenção da equipe de
manutenção, a Chesf identificou, na proteção de distância alternada de
fabricação GE tipo MOD III, no terminal de Luiz Gonzaga da LT 500 kV
Sobradinho/Luiz Gonzaga C1, uma falha interna na placa eletrônica (L139),
cuja consequência foi a permanência de um sinal de partida dos esquemas
de falha dos dois disjuntores (15C3 e 15D2) associados ao referido


terminal de linha. A LT foi disponibilizada às 09h35min após inspeção no
sistema de proteção e substituição do componente eletrônico que
apresentou falha. A LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1 foi
normalizada às 13h58min.

A Figura 2 a seguir ilustra o ocorrido com os esquemas de falha dos
disjuntores de 500 kV associados à LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga
C1 no terminal de Luiz Gonzaga.

Os esquemas de falha dos disjuntores de 500 kV consistem de relés
detectores de corrente (50), um para cada disjuntor, ligados aos
secundários dos TCs conforme mostra a figura, cuja finalidade é detectar
a passagem de corrente pelos disjuntores. O esquema é complementado
por temporizadores e relés de bloqueio e, se após a atuação da proteção
os temporizadores completarem seus ciclos de atuação e os disjuntores
não abrirem, serão atuados os relés de bloqueio, dependendo do
disjuntor que não abriu. A iniciação dos esquemas é feita através da
detecção das atuações das proteções, que no caso da proteção MOD III é
realizada pelas funções BFI, interna à placa eletrônica (L139), que
apresentou defeito.

Desta forma, na perturbação das 00h08min, com a falha ocorrida no
cartão eletrônico L139, a saída BFI se fez presente, iniciando os
esquemas de falha dos 2 disjuntores associados à LT. Nesta ocasião


houve apenas a atuação da proteção de falha do disjuntor 15C3
associado à LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1, porque o relé 50,
do disjuntor 15D2, não havia operado.

É importante salientar que a atuação da proteção de falha do disjuntor
15D2 associado à LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 na SE Luiz
Gonzaga ocorreu quando da tentativa de normalização da linha por este
disjuntor, com o disjuntor 15C3 isolado e indisponível, ainda com a função
BFI atuada na proteção alternada.

4 SEQUÊNCIA DE EVENTOS

4.1 DESLIGAMENTOS AUTOMÁTICOS E MANUAIS

Para a perturbação, foi levantada a seguinte seqüência de desligamentos:
Instante T0 = 00h08min18s221ms: atuação do esquema 62BF do disjuntor
500 kV 15C3, na SE Luiz Gonzaga (referência oscilograma LT 05C3 -
terminal Luiz Gonzaga).

Tabela 4-1: Seqüência de Desligamentos

INSTANTE PROTEÇÃO
ESTAÇÃO EQUIPAMENTO OBSERVAÇÕES
(ms) ATUADA
T1= T0+ 33,60 Disjuntores 500 kV
Luiz Gonzaga conectados a barra 1 e LT 62BF- 15C3 Proteção de falha de disjuntor
500 kV Sobradinho C1

Disjuntores 500 kV 15C3 e Comando de fechamento dos
T2=T0+10m,10s Sobradinho 15D3 disjuntores

Comando de fechamento dos
T3=T0+12m,15s Luiz Gonzaga Disjuntor 500 kV 15D2 disjuntores

T4 = 00h20min33s506ms - Atuação do esquema 62BF do disjuntor 500 kV 15D2, na SE Luiz Gonzaga.
(Referência oscilograma LT 05C3- terminal Luiz Gonzaga)

T5= T4+ 30,6 Luiz Gonzaga Disjuntor 500 kV 15D2 62BF- 15D2 Proteção de falha de disjuntor

Disjuntores 500 kV 15T1 e
T6= T4+ 52 Luiz Gonzaga 62BF- 15D2 Proteção de falha de disjuntor
15T3 conectados a barra 2

LT 500 kV Milagres
T7= T4+ 52 Luiz Gonzaga 62BF- 15D2 Proteção de falha de disjuntor
(Disjuntor 500 kV 15D6)


INSTANTE PROTEÇÃO
(ms) ATUADA
T8= T4+ 52 LT 500 kV Sobradinho C2
Luiz Gonzaga (Disjuntor 500 kV 15D1) 62BF- 15D2 Proteção de falha de disjuntor

Bom Jesus da Proteção para Perda de
T9=T4+ 866 LT 500 kV Rio das Éguas 78OST
Lapa II Sincronismo

LT 500 kV Bom Jesus da Recepção de Transferência de
T10= T4 + 887 Rio das É guas RTD
Lapa II disparo

T11= T4+ 980 Proteção para Perda de
Sobral III LT 500 kV Teresina II C1 78OST Sincronismo

T12 T4+ 1004 Recepção de Transferência de
Teresina II LT 500 kV Sobral III C1 DUTT disparo

Teresina II LT 500 kV Sobral III C2 DUTT disparo

Sobral III LT 500 kV Teresina II C1 DUTT disparo

T15= T4+1133 21-1
Piripiri LT 230 kV Sobral 04L1 Proteção de Distância

T16= T4+1138 RTD Recepção de Transferência de
Sobral II LT 230 kV Piripiri 04L1
disparo

Senhor do LT 230 kV Senhor do 21-1
Bonfim/ Irece 04F1 Proteção de Distância
Bonfim / Irece IRE/BJS
T17= T4+1252 Irece / Bom LT 230 kV Irece / Bom 21-1
Proteção de Distância
Jesus da Lapa Jesus da Lapa 04F2

Desequilibrio de Neutro Segundo
T18= T4+1252 Mossoro II Compensador Estatico
Grau

T19= T4 + 2.033 Atuação do ERAC (primeiro, segundo e terceiro estágios) desligando cargas nas regiões
Nordeste

T20= T4 + 2.533
Atuação do ERAC (quarto estágio) desligando cargas nas regiões Nordeste

T21=T4+ 3.670 Atuação do SEP de subtensão da área Norte (primeiro estágio) desligando cargas nas
subestações Fortaleza, Sobral II e Cauípe

T22=T4+ 3.970 Atuação do SEP de subtensão da área Norte (segundo estágio) desligando cargas nas
subestações Fortaleza, Sobral II e Russas II

T23=T4+ 4.270 Atuação do SEP de subtensão da área Norte (terceiro estágio) desligando cargas nas
subestações Fortaleza, Sobral II

T24= T4 + 4.080
Atuação do ERAC (quinto estágio) desligando cargas nas regiões Nordeste

T25=T4+11.648 Compensador Estático Sobrecarga dos Reatores do CE
Fortaleza ECE
09Q1/Q2 de Fortaleza

Delmiro Banco Capacitores 69 kV
T26=T4+12.135 59 Barra 1/3 Sobretensão de barra
Gouveia 02H4

T27=T4+12.365 Delmiro Banco Capacitores 69 kV
59 Barra 1/3 Sobretensão de barra
Gouveia 02H3


INSTANTE PROTEÇÃO
(ms) ATUADA

59I Proteção Sobretensão
Quixada LT 500 kV Fortaleza II Instatânea
T28=T4+ 14.643
Proteção Sobretensão
Quixada LT 500 kV Milagres 59I Instatânea

Recepção de Transferência de
Fortaleza II LT 500 kV Quixada RTD disparo
T29=T4+ 14.663
Recepção de Transferência de
Milagres LT 500 kV Quixada RTD disparo

T30=T4 +36.494 UHE Xingó UG 01G2 86-3 Mancal Escora - Fluxo óleo baixo

Jardim / LT 500 kV Jardim / Proteção Sobretensão
T31=T4 +38.206 Camaçari II Camaçari II 59I Instantânea


T33=T4 +47.494 UHE Xingó UG 01G3/01G1 86-3 Mancal Escora - Fluxo óleo baixo


Bom Jesus da Sistema de Refrigeração
T35=T4 + 49.536 Lapa II Compensador Estático

UHE Paulo sobrecorrente transformador de
T36=T4+ 50.792 Afonso IV UG 01G6 51 excitação

T37=T4 + 63.715 Afonso IV UG 01G4 51 excitação

T38=T4 + 63.962 Afonso IV UG 01G3 51 excitação

T39=T4+5min 41s Nível baixo de óleo
Usina Apolônio
Sales 01G1

T40=T4+7min 34s 86-2
UHE Xingó 01G4 Relé de bloqueio

T41=T4+8min 7s UHE Paulo
Afonso IV 01G2

T42=T4+8min14s633ms UHE Luiz 21-1
01G3/01G4 Proteção de Distância
Gonzaga

T43=T4+8min14s747ms UHE Luiz 21-1
01G1/01G2 Proteção de Distância
Gonzaga
T44=T4+8min16s057ms 21-1
UHE Luiz Proteção de Distância
Gonzaga 01G5/01G6


4.2 RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA

4.2.1 O anexo 11.1 apresenta a tabela com a sequência de recomposição dos
equipamentos desligados.

5 AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO

5.1 PROTEÇÃO E ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO

5.1.1 Foram acidentais as atuações das proteções de falha dos disjuntores 15C3
e 15D2 da LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1, devido a defeito
interno em um componente eletrônico pertencente à cadeia de proteção
secundária (alternada) associada à linha de transmissão 500 kV 05C3
Sobradinho / Luiz Gonzaga.

5.1.2 Foram corretas as atuações das proteções de Perda de Sincronismo das
seguintes LTs:

· LT 500 kV Teresina II / Sobral III C1 e C2, no terminal de Sobral III;
· LT 500 kV Rio das Éguas / Bom Jesus da Lapa (SE/NE), no terminal
de Bom Jesus da Lapa.

Cabe ressaltar que a atuação correta destas PPSs evitou a propagação
desta perturbação para as regiões Norte e Sudeste/Centro-Oeste.

5.1.3 Foram corretas, em princípio, as atuações das proteções de distância em
primeira zona das seguintes LTs, devido ao afundamento de tensão nos
troncos de 230kV Sobradinho / Bom Jesus da Lapa e Teresina / Fortaleza:

· LT 230kV Piripiri / Sobral II
· LT 230kV Senhor do Bonfim II / Irecê
· LT 230kV Irecê / Bom Jesus da Lapa II

A Chesf deverá concluir a análise sobre o desligamento dessas linhas de
230 kV conectadas na SE Irecê, que implicou no desligamento desta SE.

5.1.4 O desempenho das proteções de sobretensão instantâneas e temporizadas
das LTs de 500 kV e 230 kV pode ser considerado adequado.


5.1.5 Foi indevido o desligamento automático de 5 unidades geradoras na UHE
Xingó, por perda de alimentação de serviços auxiliares.

5.1.6 As atuações das proteções de sobrecorrente dos transformadores de
excitação das unidades geradoras 01G3, 01G4 e 01G6 da Usina de Paulo
Afonso IV não eram esperadas, pois deveria haver coordenação entre elas
e os demais limitadores do sistema de excitação.

5.1.7 Durante o processo de recomposição ocorreu o desligamento da LT 500 kV
Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 por atuação correta da proteção de
distância, unidade de partida temporizada, em função do carregamento que
ficou submetido este circuito. Posteriormente à análise da perturbação a
Chesf forneceu ao ONS os ajustes que estão atualmente implantados
nestas unidades de partida. O ONS procedeu a uma análise e constatou
que estes ajustes estão aderentes aos critérios considerados seguros para
a operação do Sistema. O alcance dessas unidades na direção reativa está
ajustado em 120% da reatância de sequência positiva da linha e os
alcances resistivos estão ajustados para 82,8 ohms primários, quando o
alcance máximo permitido para esta condição operativa, considerando o
atual limite de carregamento da linha é de 138 ohms primários
(considerando uma tensão de operação de 90% do valor nominal). Desta
forma, o disparo temporizado destas unidades poderá ser mantido em
operação, a critério da Chesf, uma vez que os mesmos não foram
determinados dentro da filosofia de retaguarda remota.

Outro aspecto que merece ser destacado é que atualmente os TCs desta
LT estão utilizados na relação 1500:5, ao invés de na relação máxima
3000:5, o que impõe um limite de transmissão inferior ao limite de 2.500A,
imposto pelas Bobinas de Bloqueio da LT. Em função disso, esta relação
de TC deverá ser reavaliada, de modo a não impor restrição à potência
transmitida pela linha, além da restrição mencionada anteriormente. A
Chesf também informou que esta modificação deve ser precedida de um
estudo abrangente, uma vez que a proteção diferencial de barras da UHE
Luiz Gonzaga atualmente utiliza um relé diferencial eletromecânico do tipo
PVD, sendo que todos os bays utilizam a mesma relação 1500:5, não


sendo possível modificá-la em apenas um “bay”, o que o ONS concordou.
Com relação à máxima potência a ser considerada nos estudos para esta
reavaliação o ONS informou que deve ser considerado o limite de 2500 A
que consta no CPST.

5.2 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO

5.2.1 Foi correta a atuação do ECE para Controle de Tensão por Sobrecarga no
Compensador Estático da SE 230 kV Fortaleza, provocando o
desligamento automático das LT 230 kV Banabuiú / Fortaleza 04F3 e 04F1,
Cauípe / Fortaleza II 04S1, Banco de Capacitores de 69 kV 02H4 na SE
Delmiro Gouveia e do Compensador Estático 09Q1 na SE Fortaleza
prevenindo sobretensões nas vizinhanças da SE Fortaleza, após o corte de
carga pelo ERAC.

5.2.2 Foram corretas as atuações dos esquemas de corte de carga por
subtensão das áreas Norte, Leste e Sul da região Nordeste, visando a
recuperação rápida dos níveis de tensão mínima nos barramentos das
subestações.

5.3 ESQUEMAS REGIONAIS DE ALÍVIO DE CARGA – ERAC

5.3.1 A frequência na ilha formada pela região Nordeste atingiu um valor mínimo
de 56,44 Hz, conforme premissas e critérios adotados na concepção do
ERAC da Região Nordeste, e um valor de taxa de 1,66 Hz/s, levando a
atuação de cinco estágios, acarretando um corte de aproximadamente
3.297 MW de cargas (41,21% do total) nesta região.

5.3.2 Destaca-se que a concepção do ERAC da Região Nordeste visa à
minimização dos cortes de carga, mesmo admitindo-se uma excursão da
freqüência abaixo de 57 Hz, conforme estabelecido nos Procedimentos de
Rede e em Instruções de Operação.

5.3.3 Assim, em termos gerais, o desempenho do ERAC da região Nordeste foi
satisfatório para a filosofia de identificação dos distúrbios por taxa de
variação de frequência e frequência absoluta instantânea.


5.4 COMPORTAMENTO DINÂMICO DO SIN

5.4.1 À 00h08 do dia 04/02/2011 a demanda total da região Nordeste era de
8.884 MW e o sistema operava no cenário Nordeste importador, com
recebimento de 3.237 MW. A LT 500 kV São João do Piauí / Milagres
encontrava-se desligada, em face de intervenção de emergência desde às
17h25 do dia anterior 03.02.2011.

5.4.2 Nesse momento, uma atuação acidental do sistema de proteção de falha
de disjuntor provocou o desligamento da LT 500 kV Luiz Gonzaga /
Sobradinho C1 e do barramento de 500 kV 05B1 da SE Luiz Gonzaga.
Como o disjuntor 15T2 da SE 500 kV Luiz Gonzaga estava desligado para
manutenção, 2 máquinas desta usina (01G3 e 01G4) ficaram conectadas
radialmente à LT 500 kV Luiz Gonzaga /Paulo Afonso IV. Frente a este
desligamento, o sistema manteve-se estável, não tendo sido verificadas
quaisquer violações de tensão e/ou carregamento no SIN.

5.4.3 Com o desligamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3) e
do Barramento 05B1 de Luiz Gonzaga, estando a LT 500 kV São João do
Piauí / Milagres desligada para intervenção de emergência, configurou-se
uma condição de dupla indisponibilidade, implicando em um novo limite de
Recebimento pelo Nordeste de 3.000 MW (referente ao período de carga
média) e fluxo máximo de 800 MW na LT 500 kV Sobradinho / Luiz
Gonzaga C2.

Para retornar às condições de segurança estabelecidas, não havendo
restrições, a prática operacional adotada, em nível internacional, após
desligamentos de equipamentos de transmissão consiste em normalizar
prioritariamente a LT e/ou equipamento desligado. Não havendo
condições de se restabelecer níveis de segurança através do retorno dos
equipamentos desligados, deve-se proceder às adequações de
intercâmbio e fluxos, eventualmente necessários.

À 00h11 a Chesf disponibilizou a LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga
C1 (05C3) e as condições para energização já estavam atendidas, e à
00h12 o ONS autorizou essa energização em vazio por Sobradinho.


À 00h15, o ONS questionou à Chesf quanto à razão do tempo decorrido
para o fechamento da LT em Sobradinho, tendo sido esclarecido que um
operador encontrava-se efetuando comando local para executar o

À 00h18, a Chesf energizou a LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1
(05C3), pelo terminal de Sobradinho. O terminal Luiz Gonzaga dessa LT
foi manobrado à 00h21.

Posteriormente, à 00h21, durante a normalização da LT 500 kV
Sobradinho / Luiz Gonzaga C1, ocorreu o desligamento do barramento de
500 kV 05B2 da SE Luiz Gonzaga por atuação acidental da proteção de
falha de disjuntor e conseqüentemente das LTs 500 kV Sobradinho / Luiz
Gonzaga C2 e Luiz Gonzaga / Milagres, conforme relatado no item 5.1.1.
Após essas aberturas, verificaram-se oscilações de potência entre as
unidades geradoras da região Nordeste e as demais máquinas do SIN,
culminando com a atuação das Proteções de Perda de Sincronismo
(PPS) das interligações N/NE e SE/NE.

5.4.4 Em decorrência, foram desligadas corretamente as linhas de interligação
da região Nordeste com as demais regiões, quais sejam, LTs 500 kV
Teresina II / Sobral III C1 e C2 e LT 500 kV Rio das Éguas / Bom Jesus da
Lapa. Em face da severidade da perturbação, ocorreu a atuação das
proteções de perda de sincronismo nas interligações em 500 kV cerca de 1
segundo após a abertura das LTs 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2
e Luiz Gonzaga / Milagres. As LTs 230 kV Piripiri / Sobral II, Bom Jesus da
Lapa / Irecê e Senhor do Bonfim / Irecê também foram desligadas, por
atuação da proteção de distância de 1ª zona.

5.4.5 A separação física do sistema Nordeste com o restante do SIN era
essencial, pois uma eventual demora nessa abertura produziria grandes
excursões de tensão e corrente no sistema interligado, podendo resultar na
propagação do distúrbio para as demais regiões do SIN.

5.4.6 A abertura das interligações resultou no isolamento do sistema Nordeste do


restante do SIN, com exceção dos estados do Piauí e do Maranhão e parte
da área Sudoeste da Bahia. A ilha formada foi submetida a um elevado
déficit de geração, em função do cenário Nordeste importador no instante
da perturbação, com um recebimento de 3.237 MW. Como resultado, a
região Nordeste foi submetida a uma elevada queda de frequência.
submetida

5.4.7 Deve-se
se ressaltar que nas condições indicadas anteriormente,
caracterizadas por déficit de geração e subfrequencia, a atuação do
Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC permitiu o
restabelecimento do equilíbrio c
carga-geração
geração na região afetada.
Posteriormente, após o isolamento da região Nordeste, verificou
verificou-se
subfrequência com atuação correta dos cinco estágios do ERAC na região
Nordeste, interrompendo 3.297 MW de cargas (41,21 % do total) nesta
região. A freqüência desse sistema atingiu o valor mínimo de 56,44 Hz e
ia
um valor de taxa de variação de 1,66 Hz/s, provocando a atuação dos três
primeiros estágios do ERAC por taxa de variação da frequência no tempo e
dos dois últimos estágios em retaguarda instantânea por freqüência
absoluta. A freqüência recuperou se satisfatoriamente em cerca de 8
recuperou-se
segundos e estabilizou
estabilizou-se em 60 Hz durante cerca de 40 segundos,
conforme pode ser observado na Figura 3 a seguir.

Figura 3 – Freqüência na área Norte da região Nordeste – Fonte Chesf

Recuperação e
estabilização da
frequência após
atuação do ERAC

RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/
/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Norde
ão Nordeste. Pág 28 de 121

5.4.8 Como pode ser visto na figura 3 acima, a atuação do ERAC resultou numa
recuperação rápida e adequada da frequência. A sobrefrequência
verificada, que atingiu o máximo de 61 Hz, foi devido aos cortes adicionais
de carga, por subtensão, verificados na área Norte, conforme relatado nos
itens adiante.

5.4.9 No caso da área Norte da região Nordeste, a situação foi agravada pela
perda de suprimento em 500 kV, face à configuração resultante após os
desligamentos. Como conseqüência, a área Norte ficou alimentada apenas
pelo tronco de 230 kV, tendo experimentado severo afundamento de
tensão. Nestas condições, verificou-se corte de carga adicional por
atuação dos três estágios do esquema de subtensão dessa área e,
também, por rejeição natural, provocando uma redução de carga na área
Norte de cerca de 1.300 MW.

5.4.10 Em decorrência dos cortes de carga verificados na área ilhada da região
Nordeste, verificou-se redução do carregamento do sistema de
transmissão, com consequente elevação do perfil de tensão nos principais
barramentos da região. Como resultado, foram observados desligamentos
automáticos de equipamentos de controle de tensão nessa área ilhada
(bancos de capacitores, compensadores síncronos e estáticos) e linhas de
transmissão de 500 kV 05L6 Jardim/Camaçari II, 05V5 Quixadá / Fortaleza
II, 05V3 Quixadá / Milagres, 05V1 Xingó / Angelim II e de LTs de 230 kV.
Apresenta-se abaixo os gráficos de tensão em barras das áreas Norte,
Leste e Sul do Nordeste.


Figura 4 – Tensão na área Leste da região Nordeste (medida na SE Campina Grande
II) – Fonte Chesf

Início dos desligamentos de
UGs em Xingó, Paulo
Afonso I, II, III e IV e
Apolônio Sales

Figura 5 – Tensão na área Sul da região Nordeste (medida na SE Catu) – Fonte Chesf

Início dos desligamentos de
UGs em Xingó, Paulo
Afonso I, II, III e IV e
Apolônio Sales

5.4.11 Deve-se ressaltar que o sistema ilhado da região Nordeste, após o corte de
carga por atuação do ERAC e por esquemas de corte de carga por
subtensão, bem como por rejeição natural, restabeleceu condições normais
no que se refere à frequência, entretanto com perfil de tensão
elevado nos seus principais barramentos.

5.4.12 Após as atuações dos esquemas de controle de emergência, o sistema


atingiu um novo ponto de operação, com equilíbrio de frequência e tensão.
Decorridos cerca de 40 segundos, ocorreram em sequência os seguintes
eventos:

· Desligamento automático indevido de 5 unidades geradoras na UHE
Xingó, por perda de alimentação de serviços auxiliares;
· Após cerca de mais 10 segundos, desligamento automático indevido de
3 unidades na UHE Paulo Afonso IV, por sobrecorrente nos
transformadores de excitação;
· Desligamento automático de uma unidade geradora em cada uma das
UHEs Paulo Afonso I, Paulo Afonso III e Apolônio Sales, por atuação do
nível baixo de óleo do acumulador.

Após essa sequência de desligamentos nas UHE Xingó, Paulo Afonso IV
Paulo Afonso II e Apolônio Sales, permaneceu em operação apenas uma
unidade geradora em cada uma destas usinas, além de 5 unidades na
UHE Luiz Gonzaga.

5.4.13 Nessa ocasião, as unidades geradoras da UHE Xingó subexcitaram no
sentido de absorver o reativo do sistema, com atuação correta dos
Limitadores de Excitação Mínima (MEL), evitando a perda de estabilidade
das máquinas em decorrência do perfil de tensão do sistema. Nesse
contexto, houve redução da tensão nos serviços auxiliares da usina, para
valores entre 90% e 93%, alimentados pelas próprias máquinas,
provocando a atuação indevida dos relés de subtensão que promovem a
transferência das fontes de alimentação dos serviços auxiliares das
unidades geradoras da UHE Xingó, o que provocou o desligamento das
cinco unidades desta usina. Esta condição não deveria provocar a perda da
alimentação dos serviços auxiliares e, como consequência, das unidades
geradoras da UHE Xingó.

5.5 OPERAÇÃO EM TEMPO REAL E PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO

5.5.1 O desempenho das equipes de operação em tempo real foi considerado
satisfatório, principalmente por ter sido necessário adotar ações não
previstas nos procedimentos operativos, tendo em vista a dimensão


sistêmica, a particularidade da ocorrência e ao insucesso na partida da
UHE Xingó pelo sistema de auto-restabelecimento. Além disso, o
restabelecimento das cargas foi feito com sucesso, no menor tempo
possível, diante de anormalidades em equipamentos necessários ao
processo de recomposição.

5.5.2 Considerando o tempo decorrido para a recomposição da cidade de Natal,
ressalta-se a oportunidade de avaliar a viabilidade de realizar a
normalização das cargas dessa capital pela área Norte da Região
Nordeste.

5.5.3 Estabelecidas as condições mínimas de geração, necessárias ao início do
processo de tomada de carga, este se deu de forma crescente, contínua e
sem perdas significativas de carga. Ressalta-se que, mesmo com a
ocorrência de alguns desligamentos de linhas de transmissão de 500 kV e
de alguns geradores, no transcorrer do processo de recomposição, a
tomada de carga foi mantida em crescimento, o que denota um controle
satisfatório do sistema que ia sendo reintegrado, conforme figura 6 abaixo.

Figura 6 – Carga da Região Nordeste (sem Maranhão).

Carga da Região Nordeste (sem Maranhão)
10000

9000 Natal
8000 Maceió
Recife Aracaju
7000

6000 Fortaleza João Pessoa
(MW)

5000 Salvador

4000

3000 Liberação tomada
de carga restante
2000

1000

0
00:00 00:30 01:00 01:30 02:00 02:30 03:00 03:30 04:00 04:30 05:00 05:30 06:00 06:30 07:00

5.5.4 O processo de recomposição pode ser compreendido em 2 partes:

5.5.4.1 Parte 1 – Reenergização da LT 500kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1:

Com o desligamento da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3)


e do Barramento 05B1 de Luiz Gonzaga, estando a LT 500 kV São João
do Piauí / Milagres desligada para intervenção de emergência, configurou-
se uma condição de dupla indisponibilidade, implicando em um novo limite
de Recebimento pelo Nordeste de 3.000 MW (referente ao período de
carga média), e um fluxo máximo de 800 MW na LT 500 kV Sobradinho /
Luiz Gonzaga C2.

À 00h09 a Chesf contatou o ONS para disponibilizar a LT 500 kV
Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 (05C3), após o seu desligamento
automático à 00h08. Neste contato, o ONS informou à Chesf que o
barramento 500 kV (05B1) encontrava-se também desligado, levando o
agente a suspender a disponibilização da referida LT. O motivo da perda
do barramento foi a atuação acidental do esquema de falha do disjuntor
500 kV 15C3 da SE Luiz Gonzaga.

À 00h11 a Chesf disponibilizou novamente a LT 500 kV Sobradinho / Luiz
Gonzaga C1 (05C3) para energização. Diante desta informação, o ONS
verificou se as condições sistêmicas estabelecidas para permitir essa
manobra estavam atendidas, ou seja: tensão na UHE Sobradinho inferior a
530 kV e folga de absorção de reativo de no mínimo 250 Mvar nas
unidades geradoras da UHE Sobradinho.

Após constatar que essas condições estavam atendidas e considerando
não haver qualquer restrição quanto aos aspectos de segurança para
energização da LT 500 kV Luiz Gonzaga / Sobradinho C1 (05C3) e que o
restabelecimento desta LT restauraria de imediato as condições de
segurança do Sistema Nordeste, o ONS autorizou a Chesf a energizar essa
LT por Sobradinho.

À 00h15, o ONS questionou à Chesf quanto à razão desse tempo
decorrido para o fechamento da LT em Sobradinho, tendo sido esclarecido
que um operador encontrava-se efetuando comando local para executar o

À 00h17, a Chesf disponibilizou o barramento 05B1 da UHE Luiz Gonzaga.


Neste momento, o processo de energização da LT 500 kV Sobradinho /
Luiz Gonzaga C1 (05C3) se encontrava em andamento, vindo a se
concretizar um minuto após, à 00h18, após retirada dos bloqueios à sua
energização, efetuada à 00h13.

Não havendo qualquer restrição quanto aos aspectos de segurança para
energização da LT 500 kV Luiz Gonzaga / Sobradinho C1 (05C3) e
considerando que o restabelecimento desta LT restauraria de imediato as
condições de segurança do Sistema Nordeste, o ONS autorizou a Chesf a
efetuar o fechamento do disjuntor 15D2 de Luiz Gonzaga. As seguintes
razões também foram levadas em consideração:

· Não havia informação pela Chesf de qualquer anormalidade quanto ao
disjuntor 15D2 da UHE Luiz Gonzaga que havia sido aberto à 00h08;

· Não havia qualquer restrição informada pela Chesf, referente à LT ou
ao barramento 05B2 onde a LT seria conectada;

· A LT já estava energizada com sucesso a partir de Sobradinho,
indicando não haver defeito permanente;

· O disjuntor 15C3 de conexão da LT ao barramento 05B1 da UHE Luiz
Gonzaga, que havia originado os desligamentos à 00h08 por atuação
da proteção de falha de disjuntor, já se encontrava isolado pelas
seccionadoras e ainda não se sabia o motivo da atuação dessa
proteção.

Quando da realização da manobra de fechamento do disjuntor 15D2, à
00h21, houve atuação da proteção de falha desse disjuntor, provocando o
desligamento do barramento 500 kV (05B2) da UHE Luiz Gonzaga, com o
conseqüente desligamento da LT 500Kv Luiz Gonzaga/Milagres (05V1) e
Luiz Gonzaga / Sobradinho C2 (05C4), no terminal da UHE Luiz Gonzaga.
Com isso, as unidades geradoras da UHE Luiz Gonzaga, permaneceram
conectadas radialmente da seguinte forma: 1 máquina ligada a LT 500 kV
Luiz Gonzaga / Angelim II, 2 máquinas ligadas à LT 500 kV Luiz Gonzaga
/Paulo Afonso IV e 2 máquinas ligadas à LT 500 kV Luiz Gonzaga /
Olindina. Após este evento observou-se a separação de quase a totalidade


da região Nordeste do SIN e a atuação do ERAC.

À 00h25min, 4 minutos após a perda dos geradores da UHE Xingó e da
UHE Paulo Afonso IV, e 2 minutos após o desligamento dos geradores do
Complexo Paulo Afonso (Paulo Afonso I, Paulo Afonso III e Apolônio
Sales), observando a condição de operação do sistema, foi solicitada pelo
ONS a re-sincronização de duas unidades em cada uma das UHEs Xingó
e Paulo Afonso IV, bem como de duas unidades na UHE Pedra do Cavalo
às 00h29. Nesse ínterim, foram solicitadas outras ações, quais sejam:

• Manobras de reatores e bancos;
• Orientação para manutenção das cargas desligadas.

À 00h29 ocorreu o desligamento das últimas unidades geradoras
sincronizadas: uma unidade da UHE Paulo Afonso II, uma da UHE Paulo
Afonso IV, uma da UHE Xingó e 5 da UHE Luiz Gonzaga, ocasionando o
desligamento geral na região Nordeste, a menos do estado do Maranhão,
do Piauí e parte do sudoeste da Bahia.

5.5.4.2 Parte 2 – Recomposição geral do sistema:

Com a perda de todo o parque gerador localizado no complexo Paulo
Afonso e Xingó, às 00h32, foi dada a orientação de normalizar a LT 500kV
Sobradinho/Luiz Gonzaga C2 (05C4), que já se encontrava energizada em
vazio sobre Sobradinho, mesmo tendo o Agente Chesf informado que
estava tentando partir o Grupo Gerador de Emergência (GGE) da UHE
Xingó para iniciar o processo de auto-restabelecimento desta usina, que é
o procedimento normatizado.

Como não houve sucesso na sincronização de máquinas na UHE Xingó
pelo Black Start, o ONS teve que estabelecer nova estratégia de
recomposição, a qual visava sincronizar máquinas nas UHEs Luiz Gonzaga
e Paulo Afonso I, II, III, IV e Apolônio Sales, como uma alternativa ao
restabelecimento do sistema e suas cargas. Com esta estratégia, seria
possível energizar os serviços auxiliares, necessários para a partida de
unidades geradoras de todas as usinas do complexo de Paulo Afonso.
Estes serviços auxiliares são provenientes da SE Abaixadora, que é


energizada a partir de um dos barramentos de 230 kV da SE Paulo Afonso
III (anexos 11.2, 11.3 e 11.4).

No período das 00h58 à 01h21, foi providenciada a normalização das
cargas das SEs Fortaleza e Delmiro Gouveia, a partir da normalização da
LT 500 kV Teresina II/Sobral III/Fortaleza II C1 (05V9/05V7), normalização
do transformador 500/230 kV 600 MVA TR1 (05T1) da SE Fortaleza II,
energizando o barramento de 230 kV 04B1 da SE Fortaleza II à 01h05. Em
seguida, foi providenciada a normalização do LT 230 kV Fortaleza II /
Delmiro Gouveia C2 (04F5) e energizado o barramento 230kV (04B1) da
SE Delmiro Gouveia, culminando com a normalização do transformador
230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) da SE Delmiro Gouveia à 01h10 e do
transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3) da SE Fortaleza, à 01h21.
Essas cargas permaneceram supridas a partir deste momento.

Houve demora de cerca de 33 minutos na consecução das ações de
normalização dos serviços auxiliares das UHEs do complexo Paulo Afonso,
devido a problemas de manobra na chave seccionadora 34D2-1 da SE
Paulo Afonso III. O procedimento vigente prevê a energização do
autotransformador TR2 500/230kV da SE Paulo Afonso IV (05T8),
energização do barramento 2 230 kV (04B2) da SE Paulo Afonso III e da
interligação deste barramento com o barramento 1 230kV (04B1) através
de disjuntor 230kV, e, a partir deste barramento, é possível energizar a SE
Abaixadora.

Devido aos problemas operacionais descritos, foi concebida pelo ONS,
uma solução alternativa que consistiu em energizar o barramento 1 500 kV
(05B1) da SE Paulo Afonso IV através do fechamento de disjuntores 15D1
e 15G1, energizar o autotransformador TR1 500/230 kV da SE Paulo
Afonso IV (05T7) e, através dele, o barramento 1 230kV (04B1) da SE
Paulo Afonso III. Com isso, foi energizada a SE Abaixadora. Os serviços
auxiliares da UHE Paulo Afonso IV foram normalizados à 01h33; os
serviços auxiliares da UHE Xingó, à 01h40 e os serviços auxiliares das
usinas Paulo Afonso I, II e III e Apolônio Sales, à 01h46. Dessa forma,
ocorreu a sincronização da primeira unidade da UHE Xingó (01G6) às


02h05.

Nesse ínterim, foram sincronizadas quatro unidades geradoras da UHE
Luiz Gonzaga. Só a partir dessa configuração, cerca de 1h26min após o
desarme geral, foi possível iniciar o processo de recomposição do corredor
de transmissão que supre a área Sul do Nordeste, liberando uma tomada
de carga de 400MW às 02h00. Às 02h14 foi autorizado o início do processo
de recomposição da Área Leste do Nordeste, inicialmente com fluxo no
primeiro ATR da SE Recife II limitado a 200MW.

Às 02h01 foi iniciada a normalização da cidade de Mossoró no Rio Grande
do Norte, através da energização da LT 230kV Russas – Mossoró, a partir
da Área Norte do Sistema Nordeste. Às 02h14 foi energizado um
transformador na SE Mossoró e iniciada a tomada de carga.

Após estabelecidas as condições para o processo de tomada de carga das
áreas Leste e Sul do Nordeste, ou seja, 4 máquinas sincronizadas no
complexo Luiz Gonzaga / Paulo Afonso IV / Xingó, o ONS liberou uma
recomposição fluente e gradual, para a geração e transmissão, ou seja,
sincronizar unidades geradoras e energizar linhas tronco liberando a
tomada de carga (02h06min).

Às 02h26, ao serem disponibilizadas pela Chesf as unidades geradoras
das UHE Xingó, Paulo Afonso III e Apolônio Sales, foi solicitada pelo ONS
a sincronização das unidades geradoras, com prioridade para a UHE
Xingó.

Na seqüência, foi efetuada a sincronização de 3 unidades geradoras da
UHE Xingó, elevando a geração dessas unidades até cerca de 450 MW.

Às 02h30 foi autorizada a energização da LT 500 kV Xingó / Messias
(05V4), o que permitiria a tomada de carga na região metropolitana de
Maceió – AL, e, portanto, auxiliaria no controle do fluxo da LT 500 kV
Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 (05C4). Neste período o ONS também já
havia autorizado o religamento da LTs 500 kV Luiz Gonzaga/Milagres, e,
por conseguinte o eixo Milagres/Quixadá/Fortaleza II, faltando apenas a


Chesf concluir o fechamento do anel de 500 kV na SE Quixadá o que
implicaria na redução do carregamento na LT 500 kV 05C4 Luiz
Gonzaga/Sobradinho, em função da redistribuição dos fluxos.

Como o sistema estava interligado ao SIN através da LT 500 kV
Sobradinho / Luiz Gonzaga C2, a elevação de geração da UHE Xingó,
acima do limite mínimo de cada unidade geradora, sem a correspondente
entrada de carga, implicou no escoamento do excedente de geração por
esta LT, provocando o desligamento da LT às 02h35, quando se observou
a atuação da proteção de distância, unidade de partida temporizada, face o
valor de corrente de aproximadamente 2.300 A, nesta LT. Foram também
desligadas automaticamente as UGs 3 e 4 da UHE Xingó, ambas as 02h36
e as UGs 3, 5 e 6 da UHE Luiz Gonzaga às 02h36 e UG 4 dessa mesma
Usina às 02h37. Com isto, as áreas Sul e Leste do Nordeste, que estavam
em recomposição, separaram-se do SIN, enquanto a área Norte do
Nordeste, também em recomposição, permaneceu ligada ao SIN.

A Chesf disponibilizou esta linha às 02h37 e o ONS solicitou sua
energização às 02h45, após verificação de que as condições para isto
estavam atendidas.

Não houve perda significativa de carga no desligamento da LT 500 kV
Sobradinho / Luiz Gonzaga C2. Durante o período em que a referida linha
de transmissão permaneceu desligada, 36 minutos, o processo de tomada
de carga nas áreas Sul e Norte do Nordeste não foi suspenso, exceto na
área Leste, entre 02h35 e 02h47, devido a dificuldades observadas para o
controle das tensões, nessa configuração, em que as áreas Leste e Sul do
Nordeste se encontravam isoladas do SIN.

Às 02h39 houve o desligamento da LT 500kV Luiz Gonzaga / Olindina
05S4 e às 02h40 da LT 500kV Olindina / Camaçari (05L4). Às 02h40, foi
observada redução de carga na SE Cotegipe, de cerca de 33 MW, sem
desligamento de equipamentos da Rede Básica e, às 02h42, ocorreu a
perda de 2 transformadores da SE Pituaçu, ocasionando interrupção de
cerca de 53 MW de carga.


Houve dificuldades para a re-sincronização do sistema ilhado do Nordeste
com as demais áreas do SIN devido a problemas no processo de
sincronização nas SEs Sobradinho e Luiz Gonzaga. Inicialmente foi
autorizada a energização da LT pela SE Luiz Gonzaga, considerando
informação da Chesf, às 02h44, de que o sincronoscópio em Sobradinho
estava apto. Às 02h59 foi prestada informação de que o sincronoscópio
nesta subestação não estava disponível para a operação. Em função disto,
esta LT foi energizada pela SE Sobradinho 500 kV. O paralelo entre os
sistemas foi realizado na SE Luiz Gonzaga às 03h11, através do disjuntor
15C4, 36 minutos após o desligamento da LT.

Visando garantir o controle da carga já recomposta, as 03h40 foi
necessária a energização da LT 500 kV Messias / Recife II para dar
suporte de tensão na SE Recife II, antes das manobras para a
recomposição da SE Natal II, quais sejam, energização do auto
transformador da SE Angelim II, das LTs 230kV Angelim / Tacaimbó /
Campina Grande II e da LT 230 kV Campina Grande II / Paraíso / Natal II,
com tomadas de cargas nos pontos intermediários. Às 04h07 foi
energizado o barramento de 230 kV da SE Natal II.

5.6 SISTEMA DE SUPERVISÃO E TELECOMUNICAÇÃO

5.6.1 O desempenho dos sistemas de telecomunicação, de supervisão e controle
e de serviços auxiliares AC e DC que suprem as instalações dos Centros
de Operação foi considerado satisfatório, permitindo todo o
acompanhamento da perturbação e recomposição do sistema, bem como
facilitando a coleta dos registros necessários para diagnóstico dos
problemas envolvidos.

5.6.2 O desempenho dos sistemas de oscilografia e qualimetria foi considerado
satisfatório, pois possibilitou esclarecer a atuação dos diversos esquemas
de proteção e controle.


Apagão ONS

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