1. Operador Nacional do Sistema Elétrico
Sistema Interligado Nacional – SIN
Como garantir a confiabilidade e a segurança
no fornecimento de energia elétrica
Fecomercio – 14/04/2010
São Paulo – SP

2. 2
Sumário
1 – Características do Sistema Interligado Nacional (SIN)
2 – Segurança Elétrica – Contextualização
3 – Expansão do Sistema de Transmissão
4 – Blecautes no Mundo e no SIN - 1999/2002/2009
5 – Ações Adicionais para Aumentar a Segurança Elétrica

3. 3
2009 2014
Demanda máxima – MW 64.044 88.000
Capacidade Instalada – MW 103.598 124.066
Hidro+Itaipu 81.568 87.566
Termo-convencional 13.781 25.267
Termo-nuclear 2.007 2.007
Pequenas Centrais 6.152 9.226
Cap. Armazen. – MWmes 273.202 -
Produção – TWh 444,4 -
Hidro 414,5 -
Térmica 27,5 -
Eólica e outras 2,4 -
Carga de Energia – TWh 443,4 573,0
Exportação 1,0
2009 2014
Km de Linha Transm. (>230kV) 96.140 -
Capacidade de transf. – GVA 220 -Em 2009, a capacidade hidroelétrica instalada representava cerca de 79% do total;
entretanto, o realizado foi cerca de 93% do total gerado.
3.300km
3.500km1 – Características do Sistema Interligado Nacional
– Dados Gerais

4. 4
Interdependência Operativa de Usinas e Bacias
– Multiproprietários
As características do SIN requerem a coordenação centralizada
da operação para assegurar a otimização econômica
31 empresas públicas/privadas em 12 grandes bacias
Cemig
Furnas
AES-Tietê
CESP
CDSA
Consórcios
Copel
Tractebel
Itaipu
Binacional
Rio Grande
Rio Paranaíba
Rio Tietê
Rio Paranapanema
Rio Iguaçu

5. 5
Importante salientar que não existe sistema elétrico imune a blecautes.
Critério adotado para o SIN:
- O sistema deve suportar qualquer perda simples de elemento na rede, sem qualquer corte de carga.
Contingências Simples – Medidas Operativas
Eventuais
Contingências
Múltiplas
Contornadas com medidas operativas
Risco iminente de blecaute
Ação da Natureza
Ação Humana
- Descargas atmosféricas
- Vendavais
- Terremotos
- Geadas
- Queimadas
- Vandalismo/Terrorismo
- Erros de projeto/Operação
2 – Segurança Elétrica – Contextualização

6. 6
• Medidas factíveis para minimizar o risco de blecautes
• Concentrar os efeitos de blecautes
• Minimizar os efeitos do blecautes
Reduzir a Severidade dos Distúrbios
Evitar a propagação dos distúrbios
Reduzir o tempo de restabelecimento das cargas
Linhas de Ação (ONS):

7. 7
624 81
1.986
63.971
69.034
87.286
72.506
77.642
70.033
67.048
61.571
86.229
83.049
80.007
61.571
62.486 63.110
63.971
67.048
69.034
70.033
72.506
77.642
80.007
83.049
87.286
58.000
63.000
78.000
83.000
88.000
98.000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2007 2008 2009
Cerca de 26.500km em 10 anos
61.571
915
3.077
1.986
999
2.473
5.136
2.365
91.986
62.486 63.110
4.154
4.700
1.057
3.180
3.042
70.033
72.506
86.229
91.986
96.140
58.000
63.000
68.000
73.000
78.000
83.000
88.000
93.000
98.000
Taxa Média
3,5% a.a.
2006
5.814
101.954
96.140
Modelo Anterior
Taxa Média
0,96% a.a.
Modelo vigente através das Leis nº 9648/98 e 10848/04
2010 2011
101.954
7.745
109.699
Taxa Média
6,7% a.a.
(Previsto)
3 – Expansão do Sistema de Transmissão

8. 8

9. 9
5.200
6.400
7.400
9.200
9.840
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Antes de 2001 Mai/2001 Mar/2003 Out/2005 2011
MWmédios
Configuração 2-2-2
no tronco de 765 kV
3º circuito 765 kV
completo e 3º TR
765/345kV T.Preto
Evolução da capacidade de recebimento pelo SE/CO
Energia proveniente da Região Sul e Itaipu 60Hz
LT 500kV Ibiúna-
Bateias C1 e C2
LT 525kV Foz-Cascavel
Oeste e compensação
shunt na área São Paulo,
1.700 MvarLT 525kV Londrina-
Assis-Araraquara
Importância da Transmissão na Segurança do SIN

10. 10
Evolução da capacidade de recebimento pelo SE/CO
Energia proveniente das Regiões Norte e Nordeste
Importância da Transmissão na Segurança do SIN

11. 11
520
850 1000
1850
2500
3600
3900
5000
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
Antes de 1999 Mar/1999 Mai/2000 Jun/2003 Fev/2006 Dez/2006 Abr/2008 Set/2010
MWmédios
Antes da
Norte/Sul
Evolução do Recebimento pelo Nordeste
Interlig.
Norte/Sul
LT 500kV P.Dutra-
Teresina-Sobral-
Fortaleza
Interlig. Sudeste/
Nordeste
2º circ. 500kV
Teresina-Sobral-
Fortaleza
LT 500kV Colinas-
Sobradinho
Interlig.
Norte/Sul III
2º Colinas-S.João
do Piauí-Milagres
Importância da Transmissão na Segurança do SIN

12. 12
DIPC: Horas/ano FIPC: Número/ano DMI: Horas/interrupção
Indicadores de continuidade da Transmissão
(Indicadores globais anuais)
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
DIPC
2,83
1,75
2,26
1,53
1,53
1,03
0,81
0,58
0,54
FIPC
1,65
1,65
2,03
1,41
1,04
0,80
0,75
0,55
0,62
DMI
1,72
1,06
1,11
1,09
1,47
1,29
1,09
1,06
0,87
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008

13. 13
4 – Blecautes

14. 14
Causa/Origem:
• Curto-circuito no isolador de pedestal do bay da LT 440 KV Bauru – Assis.
• Face do arranjo de barras foram desligados. 5 circuitos de 440 KV e um
transformador 440/138 KV.
Processo de oscilação, agravado com a abertura da LT 440 KV T. Irmãos–
I.Solteira
Consequências:
• Carga desligada : 24.868 MW (S/ SE-CO) - 72% de carga
• Tempo médio de restabelecimento das cargas:260 min.
Principais Ações/Recomendações:
• Melhorias de proteção e controle;
• Implantação dos Sistemas Especiais de Proteção;
• Melhorias intrínsecas subestações 440 KV;
• Melhorias no processo de recomposição.
Blecaute de 11/03/1999 às 22h16min
4 – Blecautes SIN – 1999/2002/2009

15. 15
Causa/Origem:
• curto-circuito monofásico LT 440 KV I. Solteira – Araraquara C2 devido ao
rompimento de um cabo condutor. Houve falha no religamento automático
deste circuito.
• Houve a abertura do circuito C1 pela atuação incorreta de proteção.
Processo oscilatório com desligamento de 73 circuitos com V ≥ 345 KV
Consequências:
• Corte de Carga: 23.758 MW (S/SE/CO) – 55 % da carga do sistema no horário
• Tempo médio de recomposição: 254 min
Principais Ações/Recomendações:
• IMPLANTAÇÃO de plano especial de manutenção para subestações
estratégicas para o desempenho do SIN;
• Implantação de novos Sistemas Especiais de Proteção e de Proteção para
Perda de Sincronismo;
• Treinamento de operadores;
• Identificação de novos reatores para melhoria do processo de recomposição.
Blecaute de 21/01/2002 às 13h34min
4 – Blecautes SIN – 1999/2002/2009

16. 16
Perturbação Estados afetados
Carga
interrompida
em MW e
percentual
da total
Duração
(tempo
médio)
(min.)
Severidade
Sistema.
Minuto
Gravidade
(BISE)
11/03/1999 11
24.900
(72%)
260 111
Blecaute
Grave 
Muito Grave
21/01/2002 11
23.766
(55%)
254 106
Blecaute
Grave
10/11/2009
4 Estados de forma
significativa e
demais por ERAC
24.436
(40%)
222 90
Blecaute
Grave
4 – Blecautes SIN – 1999/2002/2009 - Síntese

17. 17
Período: jun/2000 a nov/2009
Perdas duplas – 11
Perdas triplas – 05
Histórico Recente de Desligamentos Simultâneos
no Tronco de 765kV

18. 18
Origem
A perturbação teve início às 22h13min (Horário Brasileiro de Verão – HBV), com a
incidência de um curto-circuito (“flashover”) envolvendo a fase Branca e a terra,
na LT 765 kV Itaberá-Ivaiporã C1, localizado no isolador de pedestal do filtro de
ondas do terminal da SE Itaberá.
Antes da eliminação da falta na LT 765 kV Itaberá-Ivaiporã C1, ocorreram duas
falhas adicionais:
• Cerca de 13,5 ms após, ocorreu um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase
Vermelha da LT 765 kV Itaberá-Ivaiporã C2;
• Cerca de 3,5 ms após a falta anterior, ocorreu um terceiro curto-circuito monofásico,
envolvendo a fase Azul, localizado na Barra A de 765 kV da SE Itaberá.
Causa
As análises concluídas levam a considerar que os curtos-circuitos verificados
foram provocados por descargas atmosféricas e/ou pela redução da efetividade
dos isoladores submetidos às condições meteorológicas adversas,
caracterizadas por chuvas intensas e rajadas de vento.
Blecaute de 10/11/2009 às 22h13min

19. 19
Região sujeita a fortes
chuvas, rajadas de vento e
descargas atmosféricas.
Condições Meteorológicas Adversas – 10/11/2009

20. 20
Descrição do evento:
Frente fria com chuvas significativas e vento no norte de Santa Catarina e no
Paraná.
Área:
Estados de Santa Catarina e Paraná
Linhas de 500kV e 750kV, trechos Foz do Iguaçu/ Ivaiporã e Ivaiporã / Itaberá
Condição de tempo:
A partir das 14h observam-se condições de tempo severo em Foz do Iguaçu e
Cascavel, com ocorrência de chuvas,ventos e descargas atmosféricas.
Chuvas registradas:
Estação Fazenda Agrolim (Município de Itaberá) operada pela Duke Energy
 24mm concentrados em curto período de tempo.
Condições Meteorológicas Adversas – 10/11/2009

21. 21
Acumulado de 13:00 às 14:00
SE Itaberá
Registro Acumulado de Descargas Atmosféricas
– dia 10/11/2009

22. 22
Acumulado de 22:10 às 22:20 - ZOOM
SE Itaberá
Registro Acumulado de Descargas Atmosféricas
– dia 10/11/2009

23. 23
683
Situação do SIN no Instante Anterior à Perturbação: 22h13min
Valores em MW
0
5.328
5.560
2.090
2.773
8.515
2.955
Sistema operava acima dos padrões de
Segurança Elétrica  Operação N-2.
LIM(N-2) = 5800 LIM(N-2) = 9200

24. 24
Valores em MW
683
0
5.328
5.560
2.090
2.773
8.515
2.955
LIM(N-2) = 9200
LIM(N-2) = 5800
Operação N-1 = Potência
Disponível = 6.300 MW
(9 unidades geradoras)
Saldo total acima RPO = 2.241 MW
Visa atender eventuais crescimentos
de consumo e/ou perdas de unidades
geradoras.
Sistema operava acima
dos padrões de Segurança
Elétrica  Operação N-2.
Situação do SIN no Instante Anterior à Perturbação: 22h13min

25. 25
A ocorrência se deu a partir do desligamento das LTs de 765kV entre
Ivaiporã e Itaberá devido a três curtos-circuitos monofásicos praticamente
simultâneos, próximo a SE Itaberá, comprovados pelos registradores de
perturbações.
A acentuada queda de tensão resultante causou o desligamento dos bipolos
de corrente contínua e das interligações em 500 e 230 kV entre as regiões
Sul e Sudeste/Centro-Oeste provocando o “colapso de tensão” no sistema
SE/CO, tendo como conseqüência desligamentos seqüenciais em grande
parte do sistema de alta tensão e usinas do sistema interligado, com
interrupção de 24.436 MW, atingindo principalmente os Estados de São
Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Mato Grosso do Sul e Minas Gerais.
O tempo médio de restabelecimento das cargas foi de 222 minutos.
Descrição da Perturbação

26. 26
Interligações em
500 e 230kV
1.965
~
500kV
345kV
Itaipu 60 Hz
500kV
Foz do Iguaçu
765kV
Ivaiporã Itaberá Tijuco Preto
765kV
500kV
φ BT
T0=22h13min
ECE – 765kV - Lóg. 8.
Trip máq.
10, 12, 14, 18 e 18A
990
6.5505.560
C 1
C 2
C 3
φ CT
T2=T1+ 3,5ms
φ AT
T1=T0+13,5ms
Separação da UHE Itaipu –
60 Hz e Região Sul das
Regiões SE/CO
SE/CO
SUL
Fornec. Sul
= 2.955 MW
00
0
Descrição da Perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min
RecebimentoSE/CO=8.515MW

27. 27
CC 1 Φ
-T
CC 1 Φ
-T
CC 3 Φ
-T CC 2 Φ
-T
CC 2 Φ
-T
CC ΦB -T
C1
13,5 ms
CC ΦA -T
C2
CC ΦC -T Barra
A
31,0 ms
Abertura
C1
Abertura
C2
Abertura
C3
10,9 ms
48 ms
Tempo
Início
do
evento
3,5 ms
62,3 ms
Efeito resultante para o SIN
Tempo total = 104,5 ms
Abertura dos 3
circuitos entre
Ivaiporã e
Itaberá
42,2 ms3,4 ms
Abertura
Barra A
Sequência de eventos na SE Itaberá - Saída para Ivaiporã

28. 28
Separação das
Usinas do Paraná e
Paranapanema
Início dos
desligamentos cerca
de 0,8 seg e
separação total
T0 + 2,6s
Colapso de tensão no suprimento
aos estados de SP, RJ e ES
logo após a abertura do 765 kV e
Ibiuna – Bateias 500 kV
Bloqueio do elo CC
por subtensão
Os conversores
começaram a
desligar em cerca de
2 seg (V<48%)
Desligamento total
T0 + 8,5 seg
Abertura da LT 500 kV
A.Vermelha – S.Simão
T0 + 1,4s
Abertura da LT 500 kV
A.Vermelha –Marimbondo
T0 + 1,9s
Abertura da LT 500 kV
Ibiuna – Bateias C1 e C2
T0 + 0,68 s
1
2
3
4
5
6
Abertura da LT 345 kV
Ouro Preto – Vitória
T0 + 26 minutos
7
Principais desligamentos sequenciais da perturbação

29. 29
1. Houve a atuação do esquema de controle de emergência, lógica 8 – Esquema de
corte de geração em Itaipu 60Hz para abertura total do tronco de 765kV entre
T.Preto e Ivaiporã, comandando o disparo de 5 unidades geradoras em Itaipu.
Houve a atuação do esquema de controle de emergência, lógica 4 – Esquema
de abertura do trecho Foz do Iguaçu - Ivaiporã por atuação do relé de taxa de
freqüência de Itaipu, comandando os desligamentos das LTs 765kV Foz do
Iguaçu - Ivaiporã circuitos 1, 2 e 3.
Obs.: A atuação desses esquemas de ilhamento permitiram
que a região Sul praticamente não fosse afetada.
2. Separação do sistema Acre-Rondônia através da abertura controlada das
interligações em 230 kV evitando o colapso dessas regiões
 Esquemas de ilhamento das usinas dos rios Tietê, Pardo e Paranapanema por
subfrequência, preservando cerca de 1.700 MW na área São Paulo
 Abertura controlada de LTs de 500 kV evitando a propagação do defeito para as
áreas Goiás/Distrito Federal, Mato Grosso, regiões Norte e Nordeste e parte de
Minas Gerais.
Atuação dos Esquemas de Ilhamento

30. 30
Recomposição
das Cargas
Estado/Região
Carga
Interrompida
(MW)
Tempo Médio
(min)
Energia Interrompida
(MWh)
SP 14.378 ( 87 ) 256 61.399,0
RJ 6.231 (100) 232 24.126,8
ES 1.342 (100) 129 2.881,7
MG 517 (10 ) 61 524,5
Sudeste 22.468 (65) 237 89.932,0
PR 53 (1) 3 2,7
SC 35 (1) 18 10,5
RS 16 (0,5) 6 1,6
Sul 104 (1) 9 14,8
GO 89 ( 7 ) 9 13,4
MT 190 ( 29 ) 32 101,3
MS 588 (100 ) 94 921,2
Centro-Oeste 867 (27) 72 1.035,9
AC 59 . 30 29,5
RO 136 . 30 68,0
Norte 195 (7) 30 97,5
AL 54 (4) 31 27,9
BA 150 (6) 30 75,0
PB 94 (13) 5 7,8
PE 414 (21) 22 151,8
Cargas
interrompidas pelo
Esquema Regional
de Alívio de Carga
– ERAC
Áreas
mais
atingidas
Relação entre a
carga interrompida e
a carga no instante
da ocorrência(%)

31. 31
 Resultados das pesquisas e ensaios realizados em conjunto com o CEPEL
indicaram que o desempenho dos equipamentos atendem às especificações das
normas técnicas (NBR 6936), entretanto, a sua suportabilidade pode sofrer
redução em função da intensidade de chuvas que superiores a 3 mm/min poderão
reduzir em até 30 % a capacidade dielétrica desses equipamentos, aumentando a
possibilidade de ocorrerem descargas elétricas, incorrendo em curtos-circuitos.
 FURNAS, com base nos resultados das pesquisas tomou as seguintes medidas
adicionais de segurança na SE Itaberá:
Relatório Técnico
 Providências tomadas ou em andamento
Ações Emergenciais
Ação Descrição Responsável Prazo
AE-1
Retirar os 13 filtros de ondas das 6
linhas da SE Itaberá.
Coordenador:
Furnas
Concluída em
30/01/2010
AE-2
Adquirir e instalar BS nos 278
isoladores de pedestal da SE Itaberá.
Coordenador:
Furnas
Até
25/04/2010
AE-3
Melhorar a blindagem da SE Itaberá
para incidência de descargas
atmosféricas.
Coordenador:
Furnas
Até
30/05/2010

32. 32
De Caráter Estratégico :
 O ONS e EPE deverão propor ao MME, em função das condições observadas na
operação do SIN, aperfeiçoamentos no critério de segurança, atualmente adotado
no planejamento da expansão e no planejamento da operação.
Esse critério de segurança deverá ser aplicado em determinados sistemas de
transmissão de suprimento à(s) Região(ões), Estado(s), grandes centros de
consumo, bem como em troncos de transmissão de escoamento de grandes
blocos de geração. Na definição da solução a ser adotada deverão ser
contemplados os riscos, os custos, bem como os impactos para o SIN.
 EPE/ONS deverão analisar a viabilidade de se utilizar equipamentos de
compensação reativa controlável na área S. Paulo, no sentido de reduzir o risco
de colapso de tensão em ocorrências que envolvem a perda de grandes troncos
de transmissão.
 Furnas deverá elaborar estudos de transitórios no RTDS (Real Time Digital
Simulator) para reavaliação da proteção dos reatores de linha do tronco de 765kV,
de forma a evitar as situações nas quais elevadas correntes transitórias nos
neutros dos reatores impliquem em risco de desligamento dos circuitos de 765kV.
Relatório Técnico
 Indicação de Providências

33. 33
Relativas à Propagação da Perturbação:
 Analisar a viabilidade de implantação adicional de medidas de controle e de
Sistemas Especiais de Proteção (SEP) para evitar o colapso de tensão para
contingências dessa gravidade
 Analisar a possibilidade de implantação de esquemas de ilhamento adicionais
de modo a reduzir a propagação dos desligamentos;
 Nos esquemas de ilhamento deverá ser considerada a geração térmica
próxima aos centros de carga,como as usinas nucleares de Angra I e II
Relatório Técnico
 Indicação de Providências

34. 34
Relativas ao Processo de Recomposição das Cargas:
 Avaliação do “black start” nas usinas de Porto Primavera, A. Vermelha, Nilo
Peçanha, Pereira Passos, Fontes, Furnas, L.C.Barreto e M. Moraes, bem como
a viabilidade de implantação desse recurso em outras usinas do SIN
 Avaliação das dificuldades de comunicação entre as empresas (voz e dados)
 Avaliar a viabilidade de utilizar a geração térmica nos processos de
recomposição, especialmente nas áreas Rio de Janeiro e Espírito Santo
 Avaliar a viabilidade de estabelecer novos corredores de recomposição, em
especial para a área Espírito Santo considerando a LT 345 Ouro Preto – Vitória
e as UHEs Aymorés e Mascarenhas
Relatório Técnico
 Indicação de Providências

35. 35
Com base em determinação do CMSE, o ONS aumentou o
patamar de segurança no tronco de 765 kV, entre as SEs 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 esta diretriz, seja necessário o
despacho de geração térmica adicional.
Esse critério de segurança será reavaliado pelo CMSE em
função das medidas adicionais de segurança que Furnas vem
implementando na SE Itaberá.
Operação do 765kV – Situação Atual

36. 36
IDENTIFICAÇÃO DOS PONTOS ESTRATÉGICOS DO SIN
Conceituação:
• São aqueles que, se forem destruídos / avariados ou se seus
serviços forem interrompidos, podem levar à ocorrência de
desligamentos de grandes proporções com sérios prejuízos sociais,
econômicos e políticos.
Porquê identificá-los:
• Preparar o SIN para fazer face à perda parcial ou total dos mesmos
por contingências simples ou múltiplas, tendo como origem
distúrbios provocados por razões diversas, bem como analisar a
segurança intrínseca das instalações e propor eventuais melhorias.
5– Ações Adicionais para Aumentar a Segurança Elétrica

37. 37
IDENTIFICAÇÃO DOS PONTOS ESTRATÉGICOS DO SIN
Subestações
• Riscos de blecautes regionais
• Impacto em até 2 estados
• Impacto capital de estado e/ou grande polo industrial
Linhas de Transmissão
• Circuitos na mesma torre
• Circuitos na mesma faixa de servidão
• Cruzamentos de circuitos
Usinas
• Fundamentais para controle/desempenho SIN
Centros de Controle
• ONS / Agentes
5– Ações Adicionais para Aumentar a Segurança Elétrica

38. 38
FIM

39. 39
Aplicação de “ Booster Shed”