O relatório analisa uma perturbação no sistema elétrico da Região Nordeste do Brasil em 04/02/2011 que isolou a região do resto do país. Os desligamentos de linhas de transmissão levaram a déficit de geração e ativação de esquemas de redução de carga, interrompendo 41% da demanda. Sobretensões causaram mais desligamentos até que a frequência e tensão se estabilizaram após 7 minutos.

1. 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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tel (+21) 203-9594 fax (+21) 203-9444

3. 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
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o da 63
Nordeste.

4. 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
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Nordeste.

5. 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
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6. 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
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7. 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,
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8. 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
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9. 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
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10. 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 -
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11. 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).
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12. 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.
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13. 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.
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14. 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
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15. 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.
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16. 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
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 16 de 121

17. 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
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18. 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
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19. 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
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20. 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)
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21. INSTANTE PROTEÇÃO
ESTAÇÃO EQUIPAMENTO OBSERVAÇÕES
(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
T13 T4+ 1033 Recepção de Transferência de
Teresina II LT 500 kV Sobral III C2 DUTT disparo
T14 T4+ 1058 Recepção de Transferência de
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
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22. INSTANTE PROTEÇÃO
ESTAÇÃO EQUIPAMENTO OBSERVAÇÕES
(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
T32=T4 +46.494 UHE Xingó UG 01G5 86-3 Mancal Escora - Fluxo óleo baixo
T33=T4 +47.494 UHE Xingó UG 01G3/01G1 86-3 Mancal Escora - Fluxo óleo baixo
T34=T4 +49.494 UHE Xingó UG 01G6 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
UHE Paulo sobrecorrente transformador de
T37=T4 + 63.715 Afonso IV UG 01G4 51 excitação
UHE Paulo sobrecorrente transformador de
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
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23. 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.
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24. 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
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25. 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.
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26. 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.
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27. 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
religamento do disjuntor desta linha.
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
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28. 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

29. 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.
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30. 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
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31. 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
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32. 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)
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33. 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
religamento do disjuntor desta linha.
À 00h17, a Chesf disponibilizou o barramento 05B1 da UHE Luiz Gonzaga.
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34. 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
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35. 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
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36. 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
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37. 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
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38. 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.
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39. 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.
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40. 6 INTERRUPÇÃO DE CARGA NO SIN
6.1 CARGA DE DEMANDA INTERROMPIDA E ENERGIA NÃO SUPRIDA
Tabela 6.1: Interrupção de cargas no Sistema Interligado Nacional
Agente de Carga de Duração Média Energia Interrompida
Operação Demanda (MW) (minutos) (MWh)
Coelce 1.124 122 2.276
Cosern 601 245 2.452
Energisa Paraíba 471 200 1.572
Energisa Borborema 77 241 309
Celpe 1.588 233 6.169
Ceal 477 187 1.484
Sulgipe 17 129 37
Energisa Sergipe 409 133 910
Coelba 1.821 193 5.847
Chesf (consumidores
778 211 2.740
industriais)
TOTAL 7.363* 194 23.794
* Não inclui perdas na transmissão.
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41. 7 CONCLUSÕES
7.1 REFERENTES À PERTURBAÇÃO
7.1.1 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) por falha interna na placa eletrônica (L139) desta
proteção. No desligamento dessa LT não houve informação pela Chesf de
qualquer anormalidade quanto à abertura do disjuntor 15D2 da UHE Luiz
Gonzaga, apenas de atuação do esquema de falha do disjuntor 15C3 da
subestação Luiz Gonzaga, que foi isolado e impedido. Como o disjuntor
15T2 da SE 500 kV Luiz Gonzaga estava desligado para manutenção, 2
máquinas desta usina (01G3 3 01G4) ficaram conectadas radialmente à LT
500 kV Luiz Gonzaga /Paulo Afonso IV.
7.1.2 Em seguida à 00h21min, ao ser ligada a LT 500 kV Sobradinho / Luiz
Gonzaga C1, no terminal de Luiz Gonzaga, estando a mesma já
energizada por Sobradinho às 00h18, com o barramento 500 kV 05B1 da
SE Luiz Gonzaga desenergizado, o qual foi disponibilizado à 00h17,
ocorreu o desligamento automático do barramento 05B2 de 500 kV dessa
SE, provocado também 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 consequentemente
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.
7.1.3 Como não havia qualquer restrição por parte do Agente quanto aos
aspectos de segurança para energização da LT 500 kV Luiz Gonzaga /
Sobradinho C1 (05C3) e considerando que o restabelecimento desta LT
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 41 de 121

42. 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.
7.1.4 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.
7.1.5 O desempenho do ERAC da região Nordeste foi satisfatório para a filosofia
de identificação dos distúbios por taxa de variação de frequência e
frequência absoluta instantânea. 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 equilibradas no que se refere à freqüência e
tensão.
7.1.6 O colapso total que ocorreu na área ilhada da Região Nordeste foi iniciado
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 42 de 121

43. pelo desligamento automático indevido de 5 unidades geradoras na UHE
Xingó (cerca de 1.770 MW) e, após mais cerca de 10 segundos, de 3
unidades na UHE Paulo Afonso IV (cerca de 810 MW).
7.1.7 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.
7.1.8 A figura a seguir sumariza a seqüência dos principais eventos nesta
perturbação:
Figura 7 – Sequência dos principais eventos:
Sistema estabilizado (+- 40s)
Início dos desligamentos indevidos de
E UGs em Xingó e Paulo Afonso IV
Desligamento do CE 5
de Fortaleza
4
3
ERAC +
SEP de subtensão do Norte + 6
2 Rejeição de carga
PPSs Operação da ilha em condições
1
degradadas de frequência e tensão, até o
Tentativa de religamento da LT 500 kV desligamento total à 00h29
Sobradinho/L. Gonzaga C1 +
desligamento do C2 + desligamento L.
Gonzaga/Milagres + segregação das
unidades geradoras da UHE Luiz
Gonzaga
7.2 REFERENTES AO PROCESSO DE LIBERAÇÃO DE EQUIPAMENTOS
Em função do ocorrido no processo de liberação da linha e equipamentos
desligados nesta perturbação, podem ser tiradas as seguintes
conclusões:
7.2.1 A disponibilização de equipamentos para as manobras de normalização
após desligamentos deve ser precedida de diagnóstico que visa à
identificação correta e segura do ocorrido e das ações corretivas
necessárias para o isolamento do defeito e garantia da segurança da
manobra.
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 43 de 121

44. 7.2.2 Esse princípio aplica-se particularmente a disponibilização para re-
energização da LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1, quando a
mesma não poderia ter sido disponibilizada uma vez que não havia um
diagnóstico preciso das anormalidades existentes, que somente veio a ser
identificado por volta das 05 horas.
7.3 REFERENTES AO PROCESSO DE RECOMPOSIÇÃO
7.3.1 Ocorreram dificuldades operativas na UHE Xingó que impossibilitaram a
execução do processo de auto-estabelecimento (Black Start) dessa usina,
tornando necessário iniciar o processo de recomposição com tensão do
SIN, por uma rota alternativa a partir da SE Sobradinho.
7.3.2 A ausência de sistema de Black Start nas usinas Paulo Afonso IV e
Luiz Gonzaga, já recomendado pelo ONS, retardou o processo de
recomposição da área desligada na Região Nordeste.
7.3.3 Não houve dificuldades para recomposição do tronco de 500 kV Teresina
II/Sobral III/Fortaleza II, que é uma rota alternativa para a
normalização das cargas da região metropolitana de Fortaleza, e foi a
primeira capital com cargas normalizadas, a partir de 01h10.
7.3.4 O processo de recomposição das demais áreas sofreu atraso de 33
minutos devido dificuldade de manobras no setor de 230 kV da SE Paulo
Afonso III, buscando energizar a SE Abaixadora, que impossibilitou a
utilização do procedimento padrão de energização do transformador TR8
de 500/230 kV da SE Paulo Afonso IV.
7.3.5 Decorreram 27 minutos a partir da energização dos serviços auxiliares
para sincronismo da 1ª unidade geradora na UHE Xingó, o que retardou em
cerca de 10 minutos o início do processo de recomposição por esta usina.
7.3.6 Decorreu 1 hora e 3 minutos a partir da energização dos serviços auxiliares
para sincronismo da 1ª unidade geradora na UHE Paulo Afonso IV, o que
retardou em cerca de 40 minutos a utilização desta usina no processo de
recomposição.
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 44 de 121

45. 7.3.7 Durante o processo de recomposição ocorreu o desligamento da LT 500 kV
Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 por atuação da proteção de distância,
unidade de partida temporizada, em função do carregamento elevado a
que ficou submetido este circuito.
7.4 REFERENTES ÀS DIVERGÊNCIAS APRESENTADAS PELA CHESF
7.4.1 A Chesf apresentou um documento com discordâncias sobre alguns pontos
deste relatório. A posição divergente da Chesf sobre a origem, causa,
análise, conclusões e recomendações da perturbação encontra-se em
Anexo a este Relatório de Análise de Perturbação. Neste anexo estão
também apresentados os comentários do ONS sobre cada ponto de
divergência.
8 PROVIDÊNCIAS TOMADAS E EM ANDAMENTO
8.1 PELA CHESF
8.1.1 A Chesf realizou em 20/02/2011 teste de auto-restabelecimento integral da
UHE Xingó (Black Start), cujo resultado foi considerado satisfatório.
8.1.2 A origem do defeito que provocou o acionamento do esquema de falha
para os disjuntores 15C3 e 15D2 da subestação 500 kV Luiz Gonzaga foi
identificada cerca de 5 horas após o inicio da ocorrência. A LT 500 kV
05C3 Sobradinho / Luiz Gonzaga foi disponibilizada às 09h35, após
inspeção no sistema de proteção e substituição do componente eletrônico
danificado da cadeia de proteção secundária (alternada), recompondo a
integridade do sistema de proteção associado.
8.1.3 Substituído o disjuntor de saída da barra do Grupo Gerador de Emergência
(GGE) destinado à alimentação em 440 V dos Centros de Motores da UHE
Xingó.
8.1.4 Iniciado o reparo dos terminais da unidade geradora 01G2 da UHE Paulo
Afonso III, com previsão de conclusão em 16.02.2011.
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 45 de 121

46. 8.1.5 Realizada inspeção preliminar na unidade geradora 01G4 da UHE Paulo
Afonso II, constatando-se danos no enrolamento e núcleo estatóricos,
sendo iniciadas as tratativas para contratação do reparo.
8.1.6 Realizada intervenção corretiva no disjuntor de entrada do Centro de
Motores da unidade 01G4 da UHE Xingó.
8.2 PELO ONS
8.2.1 Dar continuidade ao processo de estabelecimento de uma filosofia de
ajuste das proteções das linhas de transmissão e dos equipamentos da
rede de operação das instalações do SIN consideradas como estratégicas
em termos de segurança elétrica. Essa atividade encontra-se em fase de
desenvolvimento pelo ONS, como recomendação oriunda do RAP do
blecaute ocorrido em 10.11.2009.
Prazo: julho/2011.
9 RECOMENDAÇÕES
9.1 À CHESF
9.1.1 Dar prosseguimento ao plano de substituição gradativa das cadeias de
proteção eletromecânicas e estáticas das linhas de transmissão de tensão
de 500 kV e 230 kV, disponibilizando o cronograma deste plano ao ONS,
para posterior encaminhamento à ANEEL e ao CMSE/MME. Para as
cadeias de proteção GE MOD III, a Chesf já procedeu a substituição de 10
dos 22 terminais de proteção de linha de 500 kV onde esse tipo de
proteção foi originalmente implantado. Os 12 terminais restantes terão suas
substituições priorizadas.
Prazo: Dez/2012. (A Chesf envidará esforços para antecipar)
9.1.2 Estabelecer procedimentos específicos de inspeção para liberação de
manobras para energização de equipamentos desligados pela atuação de
proteção de falha de disjuntor, face a necessidade de uma inspeção
detalhada nos sistemas de proteção, principalmente para aqueles que
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 46 de 121

47. utilizam os relés MOD III GE.
Prazo: Mar/2011.
9.1.3 Reajustar, em caráter de urgência, os relés de subtensão que promovem a
transferência das fontes de alimentação dos serviços auxiliares das
unidades geradoras da UHE Xingó, bem como verificar e ajustar, quando
for o caso, os das demais usinas da Chesf, de modo a evitar os seus
desligamentos durante situações em que as máquinas operam
subexcitadas.
Prazo: imediato
9.1.4 Reavaliar a coordenação entre os ajustes dos limitadores do sistema de
excitação e das proteções de sobrecorrente dos transformadores de
excitação das unidades geradoras da UHE Paulo Afonso IV.
Prazo: jun/2011
9.1.5 Implantar e testar recurso de Black Start na Usina de Luiz Gonzaga.
Prazo: Jun/2011. (A Chesf envidará esforços para antecipar)
9.1.6 Implantar e testar recurso de Black Start na Usina de Paulo Afonso IV
Prazo: Out/2011. (A Chesf envidará esforços para antecipar)
9.1.7 Identificar e corrigir as anormalidades ocorridas nessa perturbação de
forma a assegurar o adequado funcionamento dos recursos e processos de
sincronismo automático nas SEs das UHEs Sobradinho e Luiz Gonzaga.
Prazo: Mar/2011.
9.1.8 Realizar testes na chave seccionadora 34D2-1 da subestação 230 kV
Paulo Afonso III de forma a identificar e corrigir a falha observada no
processo de recomposição.
Prazo: Fev/2011
9.1.9 Corrigir as falhas que provocaram retardo de 10 minutos para sincronismo
da 1ª unidade geradora na UHE Xingó e de 43 minutos para sincronismo
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48. da 1ª unidade geradora na UHE Paulo Afonso IV.
Prazo: Jun/2011.
9.1.10 Alterar a relação dos TCs das LTs 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 e
C2, de 1500:5 para 3000:5 (relação máxima) e reavaliar os ajustes das
proteções das LTs e barras da SE Luiz Gonzaga, de modo a não impor
limitação à potência transferida pelas referidas linhas, que é de 2.500 A de
acordo com o CPST.
Prazo: Jul/2011.
9.1.11 Agilizar a implantação do dispositivo de medição de ângulo na subestação
de 500 kV de Camaçari, conforme contemplado no PMIS 2008/2011
aprovado pela REA/ANEEL 2040 de 11.08.2009, de modo a possibilitar a
recomposição da área Sul pela interligação SE/NE e posterior fechamento
do anel desta área Sul com o restante do sistema Nordeste.
Prazo: Jul/2011.
9.2 Ao ONS
9.2.1 Elaborar estudos de recomposição alternativa da área metropolitana de
Natal a partir da área Norte do subsistema Nordeste.
Prazo: Jul/2011.
9.2.2 Concluir estudos e implementar procedimentos alternativos de
recomposição adotados no processo de partida das unidades geradoras do
complexo de Paulo Afonso, até que sejam instalados o Black Start nas
usinas de Paulo Afonso IV e Luiz Gonzaga.
Prazo: Jul/2011
9.2.3 Elaborar estudos visando investigar a viabilidade de restabelecer as
condições mínimas operativas através de procedimentos e/ou esquemas
especiais que permitam preservar áreas remanescentes do sistema,
quando de situações operativas precárias e/ou degradadas (tensão e
freqüência).
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 48 de 121

49. Prazo: Out/2011.
9.2.4 Realizar estudos visando verificar a compatibilização do ERAC e do SEP
de subtensão da Região Nordeste, de forma a se obter uma otimização do
corte de carga nas diferentes áreas desta região, reavaliando, inclusive, os
critérios de frequência mínima.
Prazo: Set/2011
9.2.5 Reavaliar, em conjunto com os agentes de geração, o processo de
restabelecimento de carga e geração visando contemplar a possibilidade
de operação das unidades geradores na faixa proibida, de forma a garantir
a adequada coordenação entre a elevação de geração nas usinas e o
restabelecimento de carga no sistema.
Prazo: Jul/2011
9.2.6 Contemplar nos Procedimentos de Rede a prática operacional adotada em
nível internacional, de que após desligamentos de equipamentos de
transmissão, não havendo restrições, os mesmos sejam prioritariamente
normalizados, de forma a retornar às condições de segurança
estabelecidas.
Prazo: Jul/2011
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 49 de 121

50. 10 ANEXOS
10.1 Lista de presença da primeira reunião, em 07/02/2011, para análise
da perturbação
NOME EMPRESA TELEFONE E-MAIL
Fernando Aquino Viotti ONS 21 2203-9894 fviotti@ons.org.br
Ary Ribeiro Celpe 81 3217-5105 arypinto@celpe.com.br
Dário Soares Vale Cosern 84 3215-6110 dario.vale@cosern.com.br
Antônio Luiz O. de Castro Coelba 71 3370-5600 alcastro@coelba.com.br
Ricardo Galindo Celpe 81 3217-5108 galindo@celpe.com.br
Joubert Meneguelli Coelba 71 3370-5200 jmeneguelli@coelba.com.br
Eduardo Baroni Jr. Neoenergia 81 3217-5840 ebaroni@celpe.com.br
Thompson Sobreira Rolim Jr. Aneel / SFE 61 2192-8052 thompson@aneel.gov.br
Esilvan Cardoso Santos Aneel / SFE 61 2192-8525 esilvan@aneel.gov.br
Rafael Ervilha Caetano Aneel / SFG 61 2192-8933 rafaelervilha@aneel.gov.br
Benedito Adelino S. da Silva ONS 21 22039533 beneditosilva@ons.org.br
Domingos Romeu Andreatta MME / SEE 61 3319-5925 domingos.andreatta@mme.gov.br
Walmary Pereira Nunes Cosern 84 3215-6111 walmary.nunes@cosern.com.br
Paulo Henrique da S. Fontes Energisa SE 79 2106-1682 phenrique@energisa.com.br
Miguel Mitre Chesf 81 3229-4462 mitre@chesf.gov.br
Fernando Mesquita Chesf 81 3229-4425 mesquita@chesf.gov.br
Miguel Medina Chesf 81 3229-2151 medinap@chesf.gov.br
Francisco P. Montezuma Coelce 85 3453-4131 montezuma@coelce.com.br
Antônio Felipe Aquino ONS 21 2203-9563 aquino@ons.org.br
Eliane F. Silva ONS 21 2203-9880 eliane@ons.org.br
Gustavo Souza Chegucci Braskem-Abrace-NE 11 3576-9337 gustavo@chegucci@braskem.com.br
Ylani Freitas ONS 61 3362-5252 ylani@ons.org.br
Heloiza Helena X. M. Menezes ONS 81 3227-8150 heloiza@ons.org.br
Roberto Gomes Peres Júnior ONS 61 3362-5267 robertogpj@ons.org.br
Ricardo da Silva Gomes ONS 21 2203-9875 ricardogomes@ons.org.br
Leandro Dehon Penna ONS 21 2203-9552 penna@ons.org.br
Narciso Ferreira Barbosa ONS 81 3227-8175 narcisof@ons.org.br
Antonio Carlos da R. Duarte ONS 21 2203-9819 acrd@ons.org.br
Carlos Alberto Muniz Cerqueira ONS 81 3227-8960 carlosmc@ons.org.br
Arlindo Lins de Araújo Júnior ONS 81 3227-8934 arlindol@ons.org.br
Francisco José de A. Baltar Chesf 81 3229-4130 fbaltar@chesf.gov.br
Maurício Maia Chesf 81 3229-2185 mmaia@chesf.gov.br
Antonio P. Guarini ONS 21 2203-9535 guarini@ons.org.br
Sandra Maria Maciel Pontes ONS 81 3227-8100 sandramm@ons.org.br
Ivan Ferreira Verboonen ONS 21 2203-9936 ivanverboonen@ons.org.br
Thiago de F. Schwarc ONS 21 2203-9996 thiago.schwarc@ons.org.br
Alexandre Massaud ONS 21 2203-9951 massaud@ons.org.br
Edinoel Padovani ONS 61 3362-5422 edinoel@ons.org.br
José de Alencar Silva Júnior ONS 21 2203-9543 alencar@ons.org.br
Saulo Cisneiros ONS 21 2203-9897 saulo@ons.org.br
Claudio Guimarães ONS 81-3227-8901 claudiog@ons.org.br
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 50 de 121

51. 10.2 Lista de presença da segunda reunião, em 17/02/2011, para análise da
perturbação
NOME EMPRESA TELEFONE E-MAIL
Saulo Cisneiros ONS 21 9468-5112 saulo@ons.org.br
Angelo Luiz de Franceschi ONS 21 2203-9998 angelo@ons.org.br
Paulo Gomes ONS 21 9425-8961 pgomes@ons.org.br
João Henrique Franklin CHESF 81 3229-4100 franklin@chesf.gov.br
Nelson Acioli de Medeiros CHESF 81 3229-2321 nacioli@chesf.gov.br
Eron de Oliveira CHESF 81 3229-4106 eronob@chesf.gov.br
Servulo de Oliveira Pinto CHESF 81 3229-4437 servulo@chesf.gov.br
Iony Patriota de Siqueira CHESF 81 3229-4145 iony@chesf.gov.br
Miguel Mitre CHESF 81 3229-44-62 mitre@chesf.gov.br
Antonio Roseval F. Freire CHESF 81 3229-4048 roseval@chesf.gov.br
Francisco José de A.Baltar CHESF 81 3229-4130 fbaltar@chesf.gov.br
Gustavo Adolfo G. Arruda CHESF 81 3229-4421 gustavo@chesf.gov.br
Thiago de F. Schwar ONS 21 2203-9996 thiago.schuar@ons.org.br
Ivan Ferreira Verboonen ONS 21 2203-9936 ivanverboonen@ons.org.br
Antonio de Pádua Guarini ONS 21 2203-9535 guarini@ons.org.br
Fernando Mesquita CHESF 81 3229-4425 mesquita@chesf.gov.br
William Seal da Silva CHESF 81 3229-2186 william@chesf.gov.br
Mauricio Maia CHESF 81 3229-2185 mmaia@chesf.gov.br
Umberto Gomes Carneiro CHESF 81 3229-2180 umberto@chesf.gov.br
Miguel C. Medina Pena CHESF 81 3229-2150 medina@chesf.gov.br
Carlos Roberto R. Leite CHESF 81 3229-4109 carlosrl@chesf.gov.br
Ricardo Ulisses Falcão Ferraz CHESF 81 3229-4045 ricardou@chesf.gov.br
Domingos Andreatta MME-SEE/DME 61 3319-5925 domingos.andreatta@mme.gov.br
Ylani Freitas ONS 61 3362-5252 ylani@ons.org.br
Sandra Maria Maciel Pontes ONS 81 3227-8100 sandramm@ons.org.br
Heloiza Helena X.M.Menezes ONS 81 3227-8150 heloiza@ons.org.br
Roberto Gomes Peres Junior ONS 81 3362-5267 robertogp@ons.org.br
Braz Campanholo Filho ONS 61 3362-5293 braz@ons.org.br
Marcio M. Nogueira da Gama ANEEL 61 2192-8534 marciogama@aneel.gov.br
Esilvan Cardoso Santos ANEEL 61 2192-8525 esilvan@aneel.gov.br
Vinicius Lopes Campos ANEEL 61 2192-8204 vinicius.campos@aneel.gov.br
Rafael Ervilha Caetano ANEEL 61 2192-8933 rafaelervilha@aneel.gov.br
Fernando Aquino Viotti ONS 21 2203-921 fviotti@ons.org.br
Carlos Alberto M. Cerqueira ONS 81 3227-8960 carlosmc@ons.org.br
Arlindo Lins de Araujo ONS 81 3227-8934 arlindo@ons.org.br
Claudio Amorim Guimarães ONS 81 3227-8901 claudiog@ons.org.br
Mauro Pereira Muniz ONS 21 2203-9689 mauro@ons.org.br
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 51 de 121

52. 10.3 Tabelas de Recomposição
As manobras de recomposição, após a perturbação, foram realizadas na seguinte
seqüência:
RECOMPOSIÇÃO DAS ÁREAS CENTRO E SUDOESTE
Hora
Instalação Evento Região/Área
(h)
00h44 Paulo Afonso IV Normalizada a LT 500 kV Usina de Luiz Gonzaga / Paulo Afonso Área Centro
IV (05C1), através do 15C1 da SE Paulo Afonso IV,
normalizando o barramento 500 kV 05B2.
01h05 Paulo Afonso IV Fechado disjuntor 500 kV 15D1 da SE Paulo Afonso IV Área Centro
01h07 Paulo Afonso IV Sincronizada a unidade geradora UG1 (01G1) da Usina de Área Centro
Paulo Afonso IV
01h08 Paulo Afonso IV Energizado em vazio o transformador 500/230 kV 600 MVA TR1 Área Centro
(05T7) da SE Paulo Afonso IV.
01h12 Paulo Afonso IV Energizada em vazio a LT 500 kV Paulo Afonso IV / Xingó C1 Área Centro
(05V6), através do disjuntor 15V6 da SE Paulo Afonso IV.
01h17 Xingó Normalizada a LT 500 kV Xingó/Paulo Afonso IV C1 (05V6). Área Centro
01h17 Paulo Afonso IV Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR7 Área Centro
(05T7), normalizando o barramento 230 kV da SE Paulo Afonso.
01h21 UHE Paulo Afonso II Normalizado o link 230 kV Paulo Afonso III/UHE Paulo Afonso II. Área Centro
01h21 Abaixadora Energizado o barramento de 69 kV da subestação de Área Centro
Abaixadora (fonte para os serviços auxiliares das UHE Paulo
Afonso I, II, III e IV).
01h39 UHE Paulo Afonso II Sincronizada a unidade geradora UG2. Área Centro
Fechado o disjuntor 500 kV 15T8, energizando transformador Área Centro
01h52 Paulo Afonso IV
500/230 kV 600 MVA TR2 (05T8) em vazio.
01h52 Paulo Afonso IV Fechado o disjuntor 500 kV 15D7 Área Centro
01h53 Senhor do Bonfim Energizado a LT 230 kV Senhor do Bonfim / Irecê C1 (04F1). Área Sudoeste
Normalizado o barramento B1 (04B1) e o Transformador 230/69 kV Área Sudoeste
01h53 Irecê
39 MVA TR2 (04T2)
Normalizando o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR2 Área Centro
01h53 Paulo Afonso
(05T8), através do disjuntor 230 kV 14T8-A,
Fechado o disjuntor 230 kV 14T8-B, normalizando o bay 230 kV do Área Centro
01h53 Paulo Afonso
transformador 500/230 kV 600 MVA TR2 (05T8)
Normalizada a LT 230 kV Bom Jesus da Lapa II / Bom Jesus da Área Sudoeste
01h52 Bom Jesus da Lapa
Lapa (04F3)
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 52 de 121

53. 01h52 Bom Jesus da Lapa Normalizado o transformador 230/69 kV 39 MVA TR3 (04T3) Área Sudoeste
01h52 Bom Jesus da Lapa Normalizada a LT 230 kV Bom Jesus da Lapa/Barreiras C1 (04L1) Área Sudoeste
Normalizada a LT 230 kV Bom Jesus da Lapa II/ Bom Jesus da Área Sudoeste
01h53 Bom Jesus da Lapa
Lapa (04F4)
01h53 Bom Jesus da Lapa Normalizado o transformador 230/69 kV TR2 (04T2) Área Sudoeste
01h55 Paulo Afonso Energizado em vazio o link 230 kV para UHE Apolônio Sales Área Centro
Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA (04T1) SE Área Sudoeste
01h56 Barreiras
Barreiras.
Energizado em vazio o transformador 230/69 kV TR3 (04T3) Área Sudoeste
01h56 Barreiras
através do disjuntor 230 kV 14T3.
Energizado em vazio o transformador 230/69 kV 100 MVA TR4 Área Sudoeste
01h58 Barreiras
(04T4)
Abertos os disjuntores 500 kV 15D1 e 15G1, descomplementando o Área Centro
02h00 Paulo Afonso IV
bay da unidade 01G1 da UHE Paulo Afonso IV
02h01 Bom Jesus da Lapa Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1) Área Sudoeste
02h05 Irecê Energizando o transformador 230/138 kV 55 MVA TR4 (04T4) Área Sudoeste
02h05 Usina Xingó Fechado o disjuntor 500 kV 15D6, sincronizando unidade UG 6 Área Centro
02h06 Irecê Normalizando o transformador 230/138 kV 55 MVA TR4 (04T4) Área Sudoeste
Normalizado o transformador 230/138 kV TR4 (04T4), início cargas Área Sudoeste
02h11 Barreiras
138 kV
02h11 Barreiras Normalizado o transformador 230/138 kV TR3 (04T3) Área Sudoeste
Sincronizando unidade geradora UG2 através do disjuntor 500 kV Área Centro
02h12 Paulo Afonso IV
15G2
02h12 Paulo Afonso IV Fechado o disjuntor 500 kV 15D2 Área Centro
02h13 Irecê Normalizado o transformador 230/69 kV 39 MVA TR1 (04T1) Área Sudoeste
Sincronizando unidade geradora UG 6 através do disjuntor 500 kV Área Centro
02h19 Usina Xingó
15G6
Sincronizado unidade geradora UG 1 através do disjuntor 500 kV Área Centro
02h20 Paulo Afonso IV
15G1
02h20 Paulo Afonso IV Fechado o disjuntor 500 kV 15D1, completando bay UG1 Área Centro
02h20 Barreiras Normalizado o transformador 230/69 kV TR2 (04T2) Área Sudoeste
Sincronizada a unidade geradora UG 4 através do disjuntor 500 kV Área Centro
02h22 Usina Xingó
15G4
02h23 Paulo Afonso Energizado o link 230 kV para Usina Paulo Afonso I Área Centro
02h24 Usina Paulo Afonso I Fechado o disjuntor 230 kV 14G2 Área Centro
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 53 de 121

54. 02h24 Usina Xingó Fechado o disjuntor 500 kV 15G1 Área Centro
02h36 Usina de Xingó Desarme das unidades geradoras UG3 e UG4 da Usina de Área Centro
Xingó (01G3 e 01G4).
02h45 Usina de Xingó Desarme das unidades geradoras UG1 e UG6 da Usina de Área Centro
Xingó (01G1 e 01G6).
03h07 Usina de Xingó Sincronizada a unidade geradora UG6 da Usina de Xingó Área Centro
(01G6).
03h22 UHE Xingó Sincronizada a unidade geradora UG1. Área Centro
03h28 UHE Xingó Sincronizada a unidade geradora UG5. Área Centro
03h38 Usina de Xingó Sincronizada a unidade geradora UG2 (01G2) da Usina de Área Centro
Xingó.
03h44 Usina de Xingó Sincronizda a unidade geradora UG4 (01G4) Área Centro
03h56 Usina de Xingó Sincronizada a unidade geradora UG3 (01G3) Área Centro
06h12 Irecê Energizado a LT 230 kV Irecê/Bom Jesus da Lapa C1 (04F2) Área Sudoeste
Normalizada a LT 230 kV Irecê/Bom Jesus da Lapa C1 (04F2), Área Sudoeste
06h25 Bom Jesus da Lapa
fechando o anel 500/230 kV Sobradinho/Bom Jesus da Lapa II
06h29 Irecê Energizado o transformador 230/138 kV 55 MVA TR5 (04T5) Área Sudoeste
06h31 Irecê Normalizado o transformador 230/138 kV 55 MVA TR5 (04T5) Área Sudoeste
06h33 Irecê Normalizado o transformador 230/6.9/13.8 kV 40 MVA TR7 (04T7) Área Sudoeste
06h36 Irecê Sincronizado o Compensador Síncrono 01K1 Área Sudoeste
06h41 Irecê Energizado o transformador 230/69/13.8 kV 39 MVA TR3 (04T3) Área Sudoeste
06h42 Irecê Normalizado o transformador 230/69/13.8 kV 39 MVA TR3 (04T3) Área Sudoeste
RECOMPOSIÇÃO DA ÁREA NORTE
Hora
Instalação Evento Região/Área
(h)
01h07 Fortaleza II Normalizado o transformador 500/230 kV 600 MVA TR1 (05T1) Área Norte
da SE Fortaleza II, energizando o barramento de 230 kV 04B1
da SE Fortaleza II.
01h08 Fortaleza II Energizada em vazio a LT 230 kV Fortaleza II / Delmiro Gouveia Área Norte
C2 (04F5)
01h09 Delmiro Gouveia Normalizada LT 230 kV Fortaleza II / Delmiro Gouveia C2 Área Norte
(04F5) e energizado o barramento 230kV 04B1
01h10 Delmiro Gouveia Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Norte
01h15 Delmiro Gouveia Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2). Área Norte
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 54 de 121

55. 01h17 Fortaleza Normalizada a LT 230 kV Fortaleza II/Fortaleza C1 (04Z4). Área Norte
01h19 Delmiro Gouveia Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Norte
01h19 Pici II Normalizada a LT 230 kV Fortaleza/Pici II C2 (04Z2). Área Norte
01h20 Delmiro Gouveia Normalizada a LT 230 kV Fortaleza II/Delmiro Gouveia C1 Área Norte
(04F4).
01h21 Fortaleza Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Norte
01h21 Delmiro Gouveia Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR4 (04T4). Área Norte
01h23 Cauípe Normalizada a LT 230 kV Cauípe/Fortaleza II C3 (04S1). Área Norte
01h23 Fortaleza Normalizado o transformador 230/26 kV 200 MVA TR5 (04T5). Área Norte
01h24 Cauípe Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Norte
01h26 Fortaleza Normalizada a LT 230 kV Fortaleza II/Fortaleza C2 (04Z5). Área Norte
01h27 Cauípe Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2). Área Norte
01h30 Sobral II Normalizada a LT 230 kV Cauípe/Sobral II C1 (04S2). Área Norte
01h32 Sobral II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2). Área Norte
01h33 Fortaleza Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR4 (04T4) Área Norte
01h36 Sobral III Normalizada a LT 230 kV Sobral III/Sobral II C1 (04L2). Área Norte
01h37 Cauípe Normalizada a LT 230 kV Cauípe/Fortaleza II C2 (04S4). Área Norte
01h37 Sobral III Normalizada a LT 230 kV Sobral III/Sobral II C2 (04L3). Área Norte
01h39 Fortaleza Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2). Área Norte
01h41 Fortaleza Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Norte
01h42 Banabuiú Normalizada a LT 230 kV Fortaleza/Banabuiú C3 (04F3). Área Norte
01h46 Banabuiu Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Norte
01h47 Sobral II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVATR1 (04T1). Área Norte
Fechado disjuntor 230 kV 14M2, energizando em vazio a LT Área Norte
01h48 Banabuiu
Milagres / Banabuiu 230kV (04M2)
01h48 Área Norte
Pici II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2)
01h49 Banabuiu Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2) Área Norte
Energizado em vazio o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 Área Norte
01h53 Pici II
(04T3).
01h55 Área Norte
Banabuiu Energizada em vazio a LT230 kV Banabuiu / Russas II (04C1)
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 55 de 121

56. 01h55 Pici II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3) Área Norte
Normalizada a LT230 kV Banabuiu / Russas II C1 (04C1), Área Norte
01h56 Russas II
energizando o barramento 230 kV (04B1)
Normalizada a LT 230 kV Milagres / Banabuiu (04M3) e barramento Área Norte
01h59 Milagres
230 kV 04BP da SE Milagres
Energizado em vazio o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 Interligação
01h59 Russas II
(04T1) Norte/Nordeste
Normalizada a LT 230 kV Russas II / Mossoró II (04L1), juntamente Área Norte
02h01 Mossoró II com o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) da SE
Mossoró II
02h04 Milagres Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3) Área Norte
02h05 Russas II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3) Área Norte
02h05 Coremas Normalizada a LT 230 kV Milagres / Coremas C2 (04M5) Área Norte
02h07 Milagres Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR4 (04T4) Área Norte
02h07 Coremas Normalizado transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2) Área Norte
Energizado o transformador 230/ 12,3 kV 100 MVA TR5 (04T5) dos Área Norte
02h08 Milagres
compensadores estáticos 01Q1/Q2
02h08 Icó Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Norte
02h09 Milagres Normalizado o Compensador Estático -35/+58 Mvar (01Q1) Área Norte
02h11 Milagres Normalizada a LT 230 kV Milagres / Banabuiu C2 (04M2) Área Norte
Desligamento automático do transformador 230/69 kV 100 MVA Área Norte
02h12 Icó
TR1 (04T1)
Energizadas as LT Usina Térmica Ceará / Cauípe C1 (04S5) e C2 Área Norte
02h13 Cauípe
(04S6).
02h14 Mossoró II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2) Área Norte
Normalizada a LT Banabuiu / Fortaleza C1 (04F1) através do Área Norte
02h14 Banabuiu
disjuntor 230 kV 14F1.
02h16 Icó Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Norte
Energizado em vazio a LT 230 kV Paulo Afonso / Bom Nome C3 Área Norte
02h23 Paulo Afonso
(04F3)
02h24 Coremas Normalizada a LT 230 kV Milagres / Coremas C1 (04M6) Área Norte
Energizado em vazio a LT 230 kV Paulo Afonso / Bom Nome C2 Área Norte
02h24 Paulo Afonso
(04F2)
Normalizada a LT 230 kV Paulo Afonso / Bom Nome C3 (04F3) e Área Norte
02h24 Bom Nome
barramento 230 kV 04BP
Normalizado os transformadores 230/69 kV 33 MVA TR1 (04T1) e Área Norte
02h24 Bom Nome
TR2 (04T2)
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 56 de 121

57. 02h25 Icó Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2) Área Norte
02h25 Milagres Energizada em vazio a LT 230 kV Milagres / Tauá C1 (04M4) Área Norte
Normalizada a LT 230 kV Milagres / Tauá II C1 (04M4) e Área Norte
02h26 Tauá II
barramento 230 kV 04B1
02h27 Coremas Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3) Área Norte
02h27 Tauá II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Norte
02h28 Bom Nome Normalizado o transformador 230/138 kV 100 MVA TR5 (04T5) Área Norte
02h30 Bom Nome Normalizado o transformador 230/138 kV 100 MVA TR6 (04T6) Área Norte
02h31 Bom Nome Normalizada a LT 230 kV Paulo Afonso/ Bom Nome C2 (04F2). Área Norte
02h31 Bom Nome Energizada em vazio a LT 230 kV Bom Nome / Milagres C3 Área Norte
(04L3).
02h32 Bom Nome Energizada em vazio a LT 230 kV Bom Nome / Milagres C2 Área Norte
(04L2).
02h36 Fortaleza Normalizada a LT 230 kV Fortaleza II/Fortaleza C3 (04Z6). Área Norte
02h37 Mossoró II Normalizada a LT 230 kV Banabuiu / Mossoró C1 (04C4). Área Norte
02h37 Pici II Normalizada a LT 230 kV Fortaleza II/ Pici II C2 (04Z3) Área Norte
02h46 Banabuiu Normalizada a LT 230 kV Fortaleza/Banabuiu C2 (04F2) Área Norte
02h51 Banabuiu Normalizada a LT 230 kV Milagres/Banabuiu C1 (04M1). Área Norte
02h55 Banabuiu Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Norte
03h11 Tauá II Desligamento automático da LT 230 kV Milagres/Tauá II C1 Área Norte
(04M4).
03h13 Coremas Normalizado o Transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Norte
03h18 Milagres Energizada em vazio a LT 230 kV Milagres/Tauá II C1 (04M4). Área Norte
03h28 Tauá II Normalizada a LT 230 kV Milagres/Tauá II C1 (04M4). Área Norte
03h28 Tauá II Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1). Área Norte
03h31 Sobral III Energizada em vazio a LT 230 kV Sobral III/Massapê C1 (04P1) Área Norte
03h32 Mossoró II Energizado em vazio o transformador 230/69 kV 100 MVA Área Norte
(04T3).
03h34 Russas II Energizada a LT 230 kV Aracati/Russas II (04P1). Área Norte
03h58 Termofortaleza Energizadas as LT 230 kV Cauípe / Termofortaleza C1 (04V1) e Área Norte
C2 (04V2).
04h00 Pici II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Norte
04h02 Cauípe/UTE Desligamento automático das LT 230 kV Cauípe/UTE Área Norte
Termofortaleza Termofortaleza C1 (04V1) e C2 (04V2).
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 57 de 121

58. 04h04 Milagres Normalizada a LT 230 kV Bom Nome/Milagres C2 (04L2). Área Norte
04h05 Milagres Normalizada a LT 230 kV Bom Nome/Milagres C3 (04L3). Área Norte
04h08 Bom Nome Normalizada a LT 230 kV Bom Nome/Milagres C1 (04L1). Área Norte
04h22 Piripiri Normalizada a LT 230 kV Piripiri/Sobral C1 (04L1). Área Norte
04h59 UE Formosa Normalizada a LT 230 kV Massapê II/UE Formosa C1 (04M1) Área Norte
05h15 Cauípe/Usina Normalizada as LT 230 kV Cauípe/Usina Termofortaleza C1 Área Norte
Termofortaleza (04V1) e C2 (04V2).
RECOMPOSIÇÃO DA ÁREA SUL
Hora
Instalação Evento Região/Área
(h)
Energizada em vazio a LT 500 kV Usina Luiz Gonzaga/Olindina C1 Área Sul
01h57 Luiz Gonzaga
(05S4).
Fechado o disjuntor 500 kV 15S4, normalizando LT 500 kV Usina Área Sul
02h01 Olindina Luiz Gonzaga/Olindina C1 (05S4), energizando barramento 500 kV
05B1.
Normalizada a LT 500 kV Olindina/Camaçari II C1 (05L4), Área Sul
02h03 Camaçari II
energizando o barramento 500 kV 05B1.
Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR1 (05T1), Área Sul
02h04 Camaçari II
energizando o barramento 230 kV.
02h06 Camaçari II Normalizada a LT 230 kV Camaçari/Braskem C1 (04N1). Área Sul
02h08 Camaçari II Energizado em vazio a LT 230 kV Camaçari II/Pituaçu C1 (04M8). Área Sul
Paulo Afonso/ Área Sul
02h08 Normalizada a LT 230 kV Paulo Afonso/Itabaiana C1 (04S6).
Itabaiana
Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Matatu C1 (04M7), Área Sul
02h08 Matatu
energizando o barramento 230 kV.
02h08 Matatu Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1). Área Sul
02h09 Camaçari II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR6 (04T6). Área Sul
02h11 Itabaiana Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1). Área Sul
02h11 Pituaçu Normalizada LT 230 kV Camaçari II/Pituaçu C1 (04M8). Área Sul
02h12 Itabaiana Energizada em vazio a LT 230 kV Itabaiana/Jardim C1 (04C1). Área Sul
02h13 Pituaçu Normalizado o transformador 230/69 kV TR2 (04T2). Área Sul
02h13 Cotegipe Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Cotegipe C1 (04M6). Área Sul
02h13 Cotegipe Normalizado o transformador 230/69 kV TR2 (04T2). Área Sul
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 58 de 121

59. 02h13 Camaçari II Energizada em vazio a LT 230 kV Camaçari/Catu C2 (04M2). Área Sul
02h14 Cotegipe Normalizado o transformador 230/69 kV TR4 (04T4). Área Sul
Paulo Afonso/ Cícero Área Sul
02h15 Normalizada a LT 230 kV Paulo Afonso/Cícero Dantas C1 (04S2).
Dantas
Cícero Dantas/ Energizada a LT 230 kV Cícero Dantas/Olindina/Catu C1 (04L2), Área Sul
02h17
Olindina suprindo a SE Olindina 230 kV.
Normalizado o transformador 230/13,8 kV TR1 (04T1), energizando Área Sul
02h18 Olindina
o barramento de 13,8 kV.
02h18 Jardim Normalizada a LT 230 kV Itabaiana/Jardim C1 (04C1). Área Sul
02h18 Jardim Normalizada a LT 230 kV Jardim/Consumidor Cimesa C1 (04F2). Área Sul
02h18 Jardim Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1) Área Sul
02h21 Itabaiana Normalizada a LT 230 kV Paulo Afonso/Itabaiana C2 (04S7) Área Sul
02h21 Jardim Normalizado o transformador 230/69 kV TR2 (04T2) Área Sul
02h21 Matatu Normalizado o transformador 230/11,9 kV TR4 40 MVA (04T4). Área Sul
02h21 Itabaiana Energizada em vazio a LT 230 kV Itabaiana/Jardim C2 (04C2) Área Sul
02h23 Itabaiana Normalizado o transformador 230/69 kV TR2 (04T2) Área Sul
02h23 Itabaianinha Normalizado o transformador 230/69 kV 33 MVA TR1 (04T1) Área Sul
02h24 Camaçari II/ Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Governador Mangabeira Área Sul
Governador C1 (04M7), energizando o barramento 230 kV da SE
Mangabeira Governador Mangabeira.
Governador Normalizado o transformador 230/69/ 13,8 kV 100 MVA TR1 (04T1), Área Sul
02h26
Mangabeira energizando os barramentos de 69 kV e 13,8 kV.
02h26 Itabaianinha Normalizado o transformador 230/69 kV 39 MVA TR2 (04T2). Área Sul
Energizada em vazio a LT 230 kV Paulo Afonso/Bom Nome C1 Área Sul
02h27 Paulo Afonso
(04F1)
02h28 Matatu Normalizado o transformador 230/69 kV TR2 (04T2). Área Sul
02h28 Pituaçu Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1). Área Sul
02h29 Itabaiana Normalizada a LT 230 kV Itabaiana/Itabaianinha C1 (04C3). Área Sul
02h30 Matatu Normalizado o transformador 230/11,9 kV 40 MVA TR5 (04T5). Área Sul
02h30 Paulo Afonso / Cícero Normalizada a LT 230 kV Paulo Afonso/ Cícero Dantas C2 Área Sul
Dantas (04S3).
02h30 Camaçari II Desenergizados os reatores 500 kV 05E1 e 05E2 da SE Área Sul
Camaçari II
02h30 Sapeaçu/Governador Normalizada a LT 230 kV Sapeaçu/Governador Mangabeira C2 Área Sul
Mangabeira (04C2), energizando o barramento 230 kV da SE Sapeaçu.
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 59 de 121

60. 02h31 Sapeaçu/Governador Normalizada a LT 230 kV Sapeaçu/Governador Mangabeira C3 Área Sul
Mangabeira (04C3).
02h31 Sapeaçu / Santo Normalizada a LT 230 kV Sapeaçu/Santo Antônio de Jesus C1 Área Sul
Antônio de Jesus (04L2), energizando o barramento 230 kV de Santo Antônio de
Jesus.
02h31 Sapeaçu/Governador Normalizada a LT 230 kV Sapeaçu/Governador Mangabeira C1 Área Sul
Mangabeira (04C1).
02h31 Sapeaçu Energizada em vazio a LT 230 kV Sapeaçu/Funil C2 (04F3). Área Sul
02h32 Jardim Normalizada a LT 230 kV Itabaiana/Jardim C2 (04C2). Área Sul
02h32 Camaçari II Normalizado o transformador 500/230 kV 600 MVA TR2 (05T2) Área Sul
da SE Camaçari II.
02h32 Sapeaçu Energizada em vazio a LT 230 kV Sapeaçu/Funil C1 (04F1). Área Sul
02h33 Santo Antônio de Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Sul
Jesus
02h34 Governador Energizada em vazio a LT 230 kV Catu/Governador Mangabeira Área Sul
Mangabeira C1 (04M3).
02h34 Jacaracanga Normalizada a LT 230 kV Camaçari II / Jacaracanga C2 (04C4), Área Sul
energizando o barramento 230 kV.
02h35 Jacaracanga Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Sul
02h35 Matatu Energizado o transformador 230/69 kV 04T3. Área Sul
02h37 Pituaçu Normalizado o transformador 230/69 kV TR3 (04T3). Área Sul
02h38 Funil Normalizada a LT 230 kV Sapeaçu/Funil C1 (04F1), seguido de Área Sul
desligamento do terminal 230 kV SE Funil.
02h38 Cotegipe/Matatu Normalizada a LT 230 kV Cotegipe/Pituaçu/Matatu C1 (04L4). Área Sul
02h39 Funil/ Santo Antônio Normalizada a LT 230 kV Funil/Santo Antônio de Jesus C1 Área Sul
de Jesus (04F2), energizando o barramento 230 kV de Funil.
Cícero Dantas/ Desligamento automático da LT 230 kV Cícero Área Sul
02h39
Olindina Dantas/Olindina/Catu C1 (04L2).
Desligamento automático do transformador 230/13,8 kV TR1 Área Sul
02h39 Olindina
(04T1).
02h39 Funil Energizado o transformador 230/138 kV da SE Funil TR1 (04T1). Área Sul
02h39 Usina de Luiz Desligamento automático da LT 500 kV Usina de Luiz Gonzaga / Área Sul
Gonzaga / Olindina Olindina C1 (05S4).
02h39 Olindina / Camaçari II Desligamento automático da LT 500 kV Olindina / Camaçari II Área Sul
C1 (05L4).
Cícero Dantas/ Energizada a LT 230 kV Cícero Dantas/Olindina/Catu C1 (04L2), Área Sul
02h42
Olindina suprindo a SE Olindina 230 kV.
02h18 Olindina Normalizado o transformador 230/13,8 kV TR1 (04T1), energizando Área Sul
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 60 de 121

61. o barramento de 13,8 kV.
02h41 Jacaracanga Desligamento da LT 230 kV Camaçari II/Jacaracanga C2 (04C4), Área Sul
no terminal Jacaracanga, desligando o barramento de 230 kV.
02h41 Jacaracanga Desligamento do transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Sul
02h42 Jardim Normalizado o transformador 230/69 kV TR3 (04T3). Área Sul
02h42 Camaçari II Normalizado os reatores 500 kV 05E1 e 05E2 da SE Camaçari Área Sul
II.
Desligamento automático dos transformadores 230/69 kV TR1 Área Sul
02h42 Pituaçu
(04T1) e TR3 (04T3).
Energizada a LT 230 kV Cícero Dantas/Catu C2 (04L3), suprindo o Área Sul
02h50 Cícero Dantas
Consumidor Schincariol.
Normalizados os transformadores 230/66 kV TR1 (04T1) e TR2 Área Sul
02h52 Cícero Dantas
(04T2).
02h58 Paulo Afonso IV/ Normalizada a LT 500 kV Paulo Afonso IV / Olindina (05S5). Área Sul
Olindina
03h01 Camaçari II Normalizada a LT 500 kV Olindina/Camaçari II C1 (05L4). Área Sul
03h01 Camaçari II Normalizada a LT 500 kV Sapeaçu/Camaçari II C1 (05L7). Área Sul
03h01 Camaçari II Energizado em vazio o autotransformador 500/230 kV TR1 Área Sul
(05T1).
03h03 Itapebi Normalizada a LT 230 kV Funil/Itapebi C1 (04F6). Área Sul
03h03 Eunápolis Normalizada a LT 230 kV Itapebi/Eunápolis C1 (04N1), Área Sul
energizando o barramento 230 kV.
03h05 Eunápolis Normalizado o Transformador 230/138 kV 100 MVA TR1 (04T1), Área Sul
energizando o barramento 138 kV.
03h06 Camaçari II Normalizado o autotransformador 500/230 kV TR1 (05T1). Área Sul
03h07 Eunápolis Normalizado o Transformador 230/138 kV 100 MVA TR2 (04T2). Área Sul
03h11 Pituaçu Normalizado o ramal da LT 230 kV Cotegipe/Pituaçu/Matatu C1 Área Sul
(04L4).
03h12 Funil Normalizado o Transformador 230/138 kV TR2 (04T2). Área Sul
03h17 Jacaracanga Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Jacaracanga C2 (04C4). Área Sul
03h17 Jacaracanga Normalizada a LT 230 kV Jacaracanga/Consumidor Dow Área Sul
Química C1 (04N3).
03h17 Tomba Normalizada a LT 230 kV Governador Mangabeira/Tomba C1 Área Sul
(04S2), energizando o barramento 230 kV 04B1 da SE Tomba.
03h17 Eunápolis Normalizada a LT 230 kV Itapebi/Eunápolis C2 (04N2) Área Sul
03h17 Eunápolis Energizado o reator 230 kV RT3 (04E3). Área Sul
03h17 Funil Normalizada a LT 230 kV Funil/Sapeaçu C1 (04F1). Área Sul
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62. 03h18 Funil Energizado o reator 230 kV RT1 (04E1). Área Sul
03h20 Itapebi Normalizada a LT 230 kV Funil/Itapebi C2 (04F7). Área Sul
03h21 Funil Normalizada a LT 230 kV Funil/Sapeaçu C2 (04F3). Área Sul
03h23 Jardim Normalizada a LT 230 kV Jardim/Fafen C1 (04F1). Área Sul
03h23 Pituaçu Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1). Área Sul
03h23 Jardim Normalizada a LT 230 kV Jardim/Consumidor Vale C1 (04F3). Área Sul
03h24 Camaçari II Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Braskem Bahia C1 (04N1). Área Sul
03h25 UHE Xingó Energizada em vazio a LT 500 kV Xingó/Jardim C1 (05V5). Área Sul
03h31 Jardim Normalizada a LT 500 kV Xingó/Jardim C1 (05V5). Área Sul
03h30 Funil Normalizado o transformador 230/138 kV TR3 (04T3) Área Sul
03h33 Jardim Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR6 Área Sul
(05T6).
03h34 Cotegipe Normalizado o transformador 230/69 kV TR3 (04T3). Área Sul
03h34 Itapebi Normalizada a LT 230 kV Itapebi/Consumidor Veracel C1 Área Sul
(04N3).
03h35 Tomba Energizado em vazio o transformador 230/69 kV TR1 (04T1). Área Sul
03h36 Eunápolis Normalizado o transformador 230/138 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Sul
03h38 Camaçari II Normalizada a LT 500 kV Jardim/Camaçari II (05L6). Área Sul
03h38 Tomba Energizado em vazio o transformador 230/69 kV TR2 (04T2). Área Sul
03h39 Governador Energizado em vazio a LT 230 kV Governador Área Sul
Mangabeira Mangabeira/Pedra do Cavalo (04S4).
03h40 Funil Normalizado o transformador 230/138 KV (04T6). Área Sul
03h40 Tomba Energizados em vazio os transformadores 230/69 kV TR3 (04T3) Área Sul
e TR4 (04T4) da SE Tomba.
03h40 Camaçari II Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR4 Área Sul
(05T4).
03h42 Camaçari II Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR3 Área Sul
(05T3)
03h43 Jacaracanga Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Sul
03h45 Pituaçu Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Sul
03h45 Camaçari Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Jacaracanga (04C3). Área Sul
II/Jacaracanga
03h47 Tomba Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1). Área Sul
03h48 Tomba Normalizado o transformador 230/69 kV TR2 (04T2). Área Sul
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 62 de 121

63. 03h48 Camaçari II Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Consumidor Braskem Área Sul
C1(04C9).
03h49 Tomba Normalizado o transformador 230/69 kV TR3 (04T3). Área Sul
03h49 Camaçari II Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Consumidor Caraíbas C1 Área Sul
(04C8).
03h50 Tomba Normalizado o transformador 230/69 kV TR4 (04T4). Área Sul
03h50 Pituaçu Normalizado o transformador 230/69 kV (04T4). Área Sul
03h50 Jacaracanga / Normalizada a LT 230 kV Jacaracanga/Cotegipe (04L3). Área Sul
Cotegipe
03h50 Cotegipe Normalizada a LT 230 kV Cotegipe/Consumidor Usiba C1 Área Sul
(04L1).
03h50 Cotegipe Normalizada a LT 230 kV Cotegipe/Consumidor Rio Doce Área Sul
Manganês C1 (04L2).
03h53 Camaçari II Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/UTE Camaçari C1 (04V1). Área Sul
Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Pólo C1 (04C1), Área Sul
03h54 Camaçari II/Pólo
energizando obarramento 230 kV da SE Pólo.
03h55 Santo Antônio de Normalizado o transformador 230 /69 kV 100 MVA TR2 (04T2) Área Sul
Jesus
03h56 Camaçari II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR5 (04T5). Área Sul
03h56 Jacaracanga Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2). Área Sul
04h01 Catu Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Catu C1 (04M1). Área Sul
04h01 Catu Normalizado o transformador 230/69 kV TR3 (04T3), Área Sul
energizando o barramento 69 kV 02BP.
04h01 Catu Normalizados os transformadores 230/69/13,8 kV TR1 (04T1) e Área Sul
TR2 (04T2), energizando o barramento 13,8 kV 01BP.
04h01 Catu Normalizada a LT 230 kV Itabaianinha/Catu C1 (04L1). Área Sul
04h01 Catu Normalizada a LT 230 kV Cícero Dantas/Catu C1 (04L2). Área Sul
04h01 Catu Normalizada a LT 230 kV Cícero Dantas/Catu C2 (04L3). Área Sul
04h01 Catu Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Catu C2 (04M2). Área Sul
04h01 Catu Normalizada a LT 230 kV Catu/Governador Mangabeira C1 Área Sul
(04M3).
04h01 Catu Normalizada a LT 230 kV Catu/Consumidor Ferbasa C1 (04M4). Área Sul
04h02 Jacaracanga Normalizada a LT 230 kV Jacaracanga/UTE Celso Furtado C1 Área Sul
(04M1).
04h02 Ibicoara Normalizado o transformador 230/138 kV TR4 (04T4). Área Sul
04h04 Camaçari II/Pólo Desligamento automático da LT 230 kV C1 (04C1), desligando o Área Sul
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 63 de 121

64. barramento 230 kV da SE Pólo.
04h04 Funil Normalizado o transformador 230/13,5 kV TR8 (04T8). Área Sul
04h04 Funil Energizado o compensador estático -100/ +200 Mvar CE1 Área Sul
(01Q1).
04h06 Camaçari II/Pólo Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Pólo C2 (04C2), Área Sul
energizando novamente o barramento 230 kV da SE Pólo.
04h14 Pólo Normalizada a LT 230 kV Pólo/Consumidor Ford C2 (04P2). Área Sul
04h07 Jardim Normalizado o transformador 230/69 kV TR4 (04T4). Área Sul
04h09 Tomba Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Tomba C1 (04S1). Área Sul
04h16 Funil Energizada em vazio a LT 230 kV Funil/Itagibá C1 (04F4). Área Sul
04h18 Camaçari II/Pólo Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Pólo C1 (04C1). Área Sul
04h18 Pólo Normalizada a LT 230 kV Pólo/Consumidor Ford C1 (04P1). Área Sul
04h19 Tentativa de fechamento do disjuntor 230 kV 14M9, sem Área Sul
Camaçari II
sucesso
04h26 UHE Luiz Área Sul
Normalizada a LT 500 kV UHE Luiz Gonzaga/Olindina C1 (05S4)
Gonzaga/Olindina
04h30 Olindina/Camaçari II Normalizada a LT 500 kV Olindina/Camaçari II C2 (05L5). Área Sul
Normalizada a LT 230 kV Funil/Itagibá C1 (04F4), energizando o Área Sul
04h30 Itagibá
barramento 230 kV da SE Itagibá.
Normalizada a LT 230 kV Itagibá/Brumado II C1 (04Z1), Área Sul
04h30 Itagibá/Brumado II
energizando o barramento 230 kV da SE Brumado II.
UHE Pedra do Normalizada a LT 230 kV Governador Mangabeira/UHE Pedra Área Sul
04h33
Cavalo do Cavalo C1 (04S4).
04h36 Brumado II Normalizado o transformador 230/69 kV TR2 (04T2) Área Sul
04h40 Brumado II Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1) Área Sul
04h47 Camaçari II/Pólo Desligamento automático da LT 230 kV Camaçari II/Pólo C1 Área Sul
(04C1).
04h47 Pólo Normalizada a LT 230 kV Pólo/UTE Camaçari Muricy C1 (04P4). Área Sul
04h51 Pólo Normalizada a LT 230 kV Pólo/UTE Camaçari Pólo de Apoio C1 Área Sul
(04P3).
05h00 Camaçari II/Pólo Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Pólo C1 (04C1) Área Sul
07h30 Jacaracanga Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Sul
10h43 Energizada em vazio a LT 230 kV Camaçari II/Cotegipe C1 Área Sul
Camaçari II
(04M5).
10h50 Camaçari II/Pituaçu Normalizada LT 230 kV Camaçari II/Pituaçu C2 (04M9). Área Sul
11h18 Cotegipe Normalizada a LT 230 kV Camaçari II/Cotegipe C1 (04M5). Área Sul
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 64 de 121

65. RECOMPOSIÇÃO DA ÁREA LESTE
Hora
Instalação Evento Região/Área
(h)
Normalizada a LT 500 kV UHE Luiz Gonzaga / Angelim II C1 Área Leste
02h14 Angelim II
(05L5), energizando o barramento 500 kV 05B1 da SE Angelim II.
02h15 Angelim II Energizado o reator 500 kV 05E1 Área Leste
Normalizada a LT 500 kV Angelim II / Recife II C1 (05L8), Área Leste
02h16 Angelim II / Recife II
energizando o barramento 500 kV 05B1 da SE Recife II
Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR1 (05T1), Área Leste
02h17 Recife II
energizando o barramento 230 kV (04B1).
Normalizada a LT 230 kV Recife II / Mirueira C2 (04C5), Área Leste
02h18 Recife II / Mirueira
energizando o barramento 230 kV 04BP da SE Mirueira.
02h18 Recife II Energizada em vazio a LT 230 kV Recife II/ Goianinha (04C9). Área Leste
Normalizada a LT 230 kV Recife II / Joairam C1 (04V1), Área Leste
02h19 Recife II / Joairam
energizando o barramento 230 kV 04B1 da SE Joairam.
02h19 Mirueira Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Leste
Normalizada a LT 230 kV Joairam / Bongi C2 (04V5), energizando o Área Leste
02h19 Joairam / Bongi
barramento 230 kV 04BP da SE Bongi
02h20 Joairam Normalizado o transformador 230/69 kV 150 MVA TR1 (04T1) Área Leste
Normalizado os transformadores 230/13,8 kV TR6 (04T6) e TR7 Área Leste
02h20 Bongi
(04T7), energizado o barramento 13.8 kV da SE Bongi.
02h21 Mussuré II Normalizada a LT 230 kV Mussuré II / Goianinha C1 (04F1) Área Leste
02h21 Mussuré II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Leste
02h22 Bongi Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Leste
02h23 Bongi Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2) Área Leste
Normalizada a LT 230 kV Recife II / Ribeirão C1 (04M1) e o Área Leste
02h24 Recife II / Ribeirão
barramento 230 kV 04BP da SE Ribeirão
02h24 Ribeirão Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3) Área Leste
Nomalizada a LT 230 kV Recife II / Pirapama II C1 (04C1) e Área Leste
02h29 Recife II / Pirapama II
barramento 230 kV 04BP
Nomalizada a LT 230 kV Recife II / Pau Ferro C2 (04F7) e Área Leste
02h29 Recife II / Pau Ferro
barramento 230 kV 04BP
Fechado o disjuntor 230 kV 14D1, interligando os barramentos 230 Área Leste
02h29 Recife II
kV
02h30 Pirapama II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Leste
02h34 Ribeirão Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA (04T2) Área Leste
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66. 02h36 Recife II Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR4 Área Leste
(05T4) Recife II.
02h38 Mussuré II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Leste
02h39 Ribeirão Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR4 (04T4). Área Leste
03h03 Recife II/Joairam Normalizada a LT 230 kV Recife II/Joairam C2 (04V2). Área Leste
03h04 Joairam / Bongi Normalizada a LT 230 kV Joairam / Bongi C1 (04V4). Área Leste
03h05 Paulo Afonso Energizada em vazio a LT 230 kV Paulo Afonso/Angelim C1 Área Leste
(04L1).
03h07 Paulo Afonso/Angelim Normalizada a LT 230 kV Paulo Afonso/Angelim C2 (04L2), Área Leste
normalizando o barramento 230 kV (04B1) da SE Angelim.
03h07 Bongi Normalizado o Transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Leste
03h08 Recife II Energizado o Banco de Capacitores 230 kV 50 Mvar BC1 Área Leste
(04H1).
03h08 Recife II Energizado o Banco de Capacitores 230 kV 50 Mvar BC2 Área Leste
(04H2).
03h09 Angelim Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Leste
03h11 Messias Normalizada a LT 500 kV UHE Xingó/Messias C1 (05V4), Área Leste
energizando o barramento 500 kV (05B1).
03h12 Messias Normalizado o autotransformador 500/230 kV da SE Messias Área Leste
TR3 (05T3), energizando o barramento 230 kV (04B1)
03h12 Messias/Maceió Normalizada a LT 230 kV Messias/Maceió C1 (04S6). Área Leste
03h13 Messias/Rio Largo II Normalizada a LT 230 kV Messias/Rio Largo II C1 (04S3), Área Leste
energizando o barramento 230 kV da SE Rio Largo II.
03h13 Messias Energizada em vazio a LT 230 kV Messias/Angelim C1 (04M7) Área Leste
03h14 Rio Largo II/Penedo Normalizada a LT 230 kV Rio Largo II /Penedo C1 (04S9), Área Leste
energizando o barramento 04BP da SE Penedo.
03h14 Penedo Normalizado o Transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Leste
03h15 Rio Largo II Normalizado o Transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Leste
03h17 Messias Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR2 Área Leste
(05T2).
03h17 Bongi Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR4 (04T4). Área Leste
03h19 Rio Largo II Normalizada a LT 230 kV Rio Largo II/Braskem Alagoas C1 Área Leste
(04S2).
03h21 Angelim / Tacaimbó Normalizada a LT 230 kVAngelim/Tacaimbó C1 (04M4). Área Leste
03h22 Tacaimbó Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1). Área Leste
03h23 Angelim / Ribeirão Normalizada a LT 230 kV Angelim/Ribeirão C1 (04S1). Área Leste
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 66 de 121

67. 03h23 Penedo Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2). Área Leste
03h23 Maceió Normalizado o transformador 230/69 kV TR1 (04T1). Área Leste
03h25 Joairam Normalizado o transformador 230/69 kV 150 MVA TR2 (04T2). Área Leste
03h27 Penedo Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Leste
03h32 Angelim Normalizada a LT 230 kV Angelim/Messias C1 (04M7). Área Leste
03h33 Mirueira Desligamento automático do transformador 230/69 kV 100 MVA Área Leste
TR1 (04T1) da SE Mirueira.
03h38 Messias Energizada em vazio a LT 230 kV Messias / Angelim C2 (04M8) Área Leste
03h38 Messias Energizada em vazio a LT 500 kV Messias/Recife II C1 (05L7) Área Leste
03h38 Mirueira Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR1 (04T1) Área Leste
03h39 Messias / Rio Largo II Normalizada a LT 230 kV Messias/Rio Largo II C2 (04S4) Área Leste
03h39 Rio Largo II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3) Área Leste
03h39 Messias Energizada em vazio a LT 230 kV Messias/Angelim C2 (04S7). Área Leste
03h40 Recife II Normalizada a LT 500 kV Messias/Recife II C1 (05L7) Área Leste
03h40 Mirueira Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2) Área Leste
03h40 Messias Energizada em vazio a LT 230 kV Messias/Angelim C3 (04M9). Área Leste
03h44 Maceió Normalizado o transformador 230/69 kV (04T2) Área Leste
03h44 Angelim II Energizado em vazio o autotransformador 500/230 KV (05T1) Área Leste
03h45 Recife II/Angelim Normalizada a LT 230 KV Recife II/Angelim C1 (04M2) Área Leste
03h46 Angelim Normalizado o autotransformador 500/230 KV 600 MVA TR1 Área Leste
(05T1)
03h47 Recife II/Pau Ferro Normalizada a LT 230 KV Recife II/Pau Ferro C1 (04F6) Área Leste
03h48 Maceió Normalizada a LT 230 KV Messias/Maceió (04S7) Área Leste
03h50 Angelim Normalizada a LT 230 KV Paulo Afonso /Angelim C1 (04L1) Área Leste
03h50 Recife II Normalizado o autotransformador 500/230 KV 600 MVA TR3 Área Leste
(05T3)
03h50 Recife II Energizada em vazio a LT 230 KV Recife II/Mirueira C1 (04C4) Área Leste
03h51 Recife II/Pirapama II Normalizada a LT 230 KV Recife II / Pirapama II C2 (04C2). Área Leste
03h51 Angelim / Campina Normalizada a LT 230 KV Angelim/ Campina Grande II C1 Área Leste
Grande II (04C5), energizando o barramento 230 kV (04BP)
03h51 Recife II Energizada em vazio a LT 230 KV Recife II/ Angelim C2 (04M3) Área Leste
03h51 Recife II Aberto o disjuntor 230 kV 14D1. Área Leste
03h52 Pirapama II Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR2 (04T2) Área Leste
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 67 de 121

68. 03h53 Campina Grande II Energizado o transformador 230/138 KV 50 MVA TR1 (04T1) Área Leste
03h53 Maceió Normalizado o transformador 230/69 KV 04T3 da SE Maceió Área Leste
03h54 Recife II Energizada a LT 230 KV Recife II/Goianinha C1 (04C8) Área Leste
03h54 Campina Grande II Energizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR3 (04T3) Área Leste
03h54 Pirapama II Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR3 (04T3) Área Leste
03h56 Campina Grande II Energizada em vazio a LT 230 KV Campina Grande II/ Paraíso Área Leste
C2 (04V2)
03h58 Recife II / Mirueira Normalizada a LT 230 KV Recife II/ Mirueira C3 (04C6) Área Leste
03h58 Pirapama II Normalizado o transformador 230 /69 kV 100 MVA TR4 (04T4) Área Leste
03h58 Angelim Normalizada a LT 230 KV Recife II / Angelim C2 (04M3) Área Leste
04h00 Pirapama II Normalizada a LT 230 kV Pirapama II/ Termopernambuco C2 Área Leste
(04S3).
04h00 Mirueira Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR3 (04T3). Área Leste
04h01 Pirapama II Normalizada a LT 230 kV Pirapama II/Petroflex C1 (04S1). Área Leste
04h02 Tacaimbó/ Normalizada a LT 230 kV Tacaimbó/Campina Grande II C1 Área Leste
(04C1).
Campina Grande II
04h02 Maceió Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR4 (04T4). Área Leste
04h05 Mirueira Energizada em vazio a LT 230 KV Mirueira/Pau Ferro C1 (04F3) Área Leste
04h06 Goianinha Energizada em vazio a LT 230 kV Campina Grande/Goianinha Área Leste
C1 (04L3).
04h06 Pau Ferro Energizada em vazio a LT 230 kV Pau Ferro / Campina Grande Área Leste
II C1 (04C4).
04h07 Campina Grande II/ Normalizada a LT 230 KV Campina Grande II/Paraíso C1 Área Leste
Paraíso (04V1), energizando o barramento 230 kV 04B1 da SE Paraíso.
04h07 Normalizada a LT 230 KV Paraíso/Natal II C1 (04N2), Área Leste
Paraíso/Natal II
energizando o barramento 230 KV (04BP) da SE Natal II.
04h07 Goianinha/Mirueira Normalizada a LT 230 kV Goianinha/Mirueira C1 (04C7) Área Leste
04h08 Natal II Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR1 (04T1). Área Leste
04h08 Goianinha Normalizado o transformador 230/69/13,8 KV TR2 (04T2). Área Leste
04h09 Campina Grande II/ Normalizada a LT 230 KV Campina Grande II/Paraíso C2 Área Leste
Paraíso (04V2).
04h09 Mussuré II Normalizada a LT 230 KV Goianinha/Mussuré C2 (04F2). Área Leste
04h09 Paraíso Energizada em vazio a LT 230 KV Paraíso/Natal II C2 (04N1). Área Leste
04h09 Pau Ferro Normalizada a LT 230 KV Pau Ferro/Coteminas C1 (04F8). Área Leste
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 68 de 121

69. 04h10 Mirueira Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR4 (04T4). Área Leste
04h10 Pau Ferro Normalizado o transformador 230/69 KV TR1 (04T1). Área Leste
04h10 Mussuré II Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR4 (04T4). Área Leste
04h11 Goianinha Normalizado o transformador 230/69 KV TR3 (04T3). Área Leste
Normalizada a LT 230 kV Campina Grande/Goianinha C1 Área Leste
04h12 Campina Grande II
(04L3).
04h13 Angelim Normalizada a LT 230 kV Paulo Afonso/Angelim C3 (04L3). Área Leste
Pau Área Leste
04h13 Normalizada a LT 230 kV Pau Ferro/Coteminas C1 (04F8).
Ferro/Coteminas
04h14 Pau Ferro Normalizada a LT 230 KV Mirueira/Pau Ferro C1 (04F3). Área Leste
04h14 Normalizada a LT 230 KV Campina Grande II/Coteminas C1 Área Leste
Campina Grande II
(04C3).
04h14 Angelim Normalizada a LT 230 KV Paulo Afonso/Angelim C4 (04L4). Área Leste
04h15 Pau Ferro Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR2 (04T2). Área Leste
04h15 Campina Grande II Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR4 (04T4). Área Leste
04h16 Angelim / Tacaimbó Normalizada a LT 230 KV Angelim/Tacaimbó C2 (04M5) Área Leste
04h17 Mussuré II Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR2 (04T2) Área Leste
Normalizadas as LTs 230 KV Messias/Angelim C2 (04M8) e C3 Área Leste
04h18 Angelim
(04M9)
04h18 Normalizada a LT 230 KV Campina Grande II/Pau Ferro C1 Área Leste
Campina Grande II
(04C4).
04h19 Campina Grande II Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR5 (04T5). Área Leste
04h20 Tacaimbó/ Campina Normalizada a LT 230 KV Tacaimbó/Campina Grande II C2 Área Leste
Grande II (04C2).
04h20 Mussuré II Normalizada a LT 230 KV Goianinha/Mussuré II C3 (04F3). Área Leste
04h22 Tacaimbó Normalizado o transformador 230/69 KV 100 MVA TR2 (04T2). Área Leste
04h22 Campina Grande II Normalizado o transformador 230/138 KV 50 MVA TR2 (04T2). Área Leste
04h22 Energizada em vazio a LT 230 kV Messias/Rio Largo II C3 Área Leste
Messias
(04S5)
04h25 Angelim / Tacaimbó Normalizada a LT 230 kV Angelim/Tacaimbó C3 (04M6). Área Leste
04h26 Tacaimbó Normalizado o transformador 230/69 kV TR3 (04T3) Área Leste
Energizada em vazio a LT 230 kV Campina Grande II/Natal II C2 Área Leste
04h27 Campina Grande II
(04V4).
Normalizada a LT 230 kV Mossoró II / Açu II C1 (04L2), Área Leste
04h27 Mossoró II / Açu II
normalizando o barramento 230 kV (04B1) e o transformador
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 69 de 121

70. 230/69 kV 39 MVA (04T5) da SE Açu II
04h28 Açu II Normalizado o transformador 230/69 kV 39 MVA TR4 (04T4) Área Leste
04h30 Açu II Normalizado o transformador 230/69 kV 50 MVA TR6 (04T6). Área Leste
04h30 Natal II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR2 (04T2) Área Leste
Energizada em vazio a LT 500 kV Paulo Afonso IV/Angelim II C1 Área Leste
04h32 Paulo Afonso IV
(05L6).
04h33 Natal II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3). Área Leste
04h33 Angelim II Normalizada a LT 500 kV Paulo Afonso IV/Angelim II C1 (05L6). Área Leste
04h34 Açu II Normalizado o transformador 230/138 kV 100 MVA TR2 (04T2) Área Leste
04h35 Pau Ferro Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR3 (04T3) Área Leste
04h36 Natal II Normalizada a LT 230 kV Paraíso/Natal II C2 (04N1). Área Leste
04h36 Campina Grande II Sincronizado o compensador síncrono CS1 (01K1). Área Leste
04h38 Natal II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR4 (04T4). Área Leste
Normalizados os compensadores estáticos 0/+200 Mvar CE1 Área Leste
04h39 Campina Grande II
(09Q1) e CE2 (09Q2)
04h40 Natal II Normalizada a LT 230 kV Campina Grande II/Natal II C2 (04V4). Área Leste
04h40 Açu II Normalizado o transformador 230/138 kV TR3 (04T3) Área Leste
04h40 UTE Normalizada a LT 230 kV Pirapama II/UTE Termopernambuco Área Leste
Termopernambuco C2 (04S3), energizando o barramento 230 kV.
Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR2 Área Leste
04h41 Recife II
(04T2)
04h42 Recife II/Joairam Normalizada a LT 230 kV Recife II/Joairam C3 (04V3) Área Leste
04h43 Joairam/Bongi Normalizada a LT 230 kV Joairam/Bongi C3 (04V6) Área Leste
04h44 Angelim II/Recife II Normalizada a LT 500 kV Angelim II/Recife II C2 (05L9) Área Leste
04h45 Angelim Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR5 (04T5) Área Leste
04h45 Natal II Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR8 (04T8) Área Leste
04h49 Campina Grande II/ Área Leste
Normalizada a LT 230 kV Campina Grande II/Natal II C1 (04V3)
Natal II
UHE Xingó/Angelim Área Leste
04h49 Normalizada a LT 500 kV UHE Xingó/Angelim II C1 (05V1)
II
04h50 Angelim Normalizado o transformador 230/69 kV 100 MVA TR6 (04T6) Área Leste
Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR2 Área Leste
04h52 Angelim II /Angelim
(05T2)
05h01 Açu II Energizada em vazio a LT 230 kV Açu II/Paraíso (04L4). Área Leste
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71. 05h05 Açu II/ Paraíso Normalizada a LT 230 kV Açu II/Paraíso C2 (04L4). Área Leste
05h11 Açu II/Paraíso Normalizada a LT 230 kV Açu II/Paraíso C1 (04L3). Área Leste
05h12 Mirueira Normalizada a LT 230 kV Recife II / Mirueira C1 (04C4) Área Leste
05h19 Bongi Normalizada a LT 230 kV Bongi/Açonorte C1 (04C1). Área Leste
05h33 Pirapama II Normalizada a LT 230 kV Pirapama II/UTE Termopernambuco Área Leste
C1 (04S2).
05h40 UTE Normalizada a LT 230 kV UTE Termopernambuco/ Consumidor Área Leste
Termopernambuco Grupo M & G C1 (04P1).
05h46 Mussuré II Normalizada a LT 230 kV Mussuré II / Epasa C1 (04P1) Área Leste
05h54 Açu II Energizada em vazio as LTs 230 kV Açu II/Jesus Soares Pereira Área Leste
(04S1 e 04S2).
05h57 Pau Ferro Normalizada a LT 230 kV Pau Ferro/Epasa C1 (04P1) Área Leste
06h56 UTE Normalizada a LT 230 kV Pirapama II/UTE Termopernambuco Área Leste
Termopernambuco C1 (04S2).
08h03 Rio Largo II Normalizada a LT 230 kV Messias / Rio Largo II C3 (04S5) Área Leste
RECOMPOSIÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES DA REGIÃO NORDESTE
Hora
Instalação Evento Região/Área
(h)
00h34 Luiz Gonzaga Normalizada a LT 500 kV Sobradinho/Usina de Luiz Gonzaga Interligação
(05C4) através do disjuntor 500 kV 15D1 da Usina de Luiz Norte/Nordeste
Gonzaga, energizando o barramento 500 kV B2 (05B2). Obs.
Após a ocorrência a LT 500 kV Sobradinho/Usina de Luiz
Gonzaga (05C4) permaneceu energizada em vazio pelo terminal
da SE Sobradinho.
00h36 Luiz Gonzaga Energizado o barramento 500 kV B1 (05B1) da Usina de Luiz Interligação
Gonzaga através do disjuntor 500 kV 15C4. Norte/Nordeste
00h39 Luiz Gonzaga Energizada em vazio a LT 500 kV Usina de Luiz Gonzaga / Interligação
Paulo Afonso IV (05C1), através do disjuntor 500 kV 15C1 da Norte/Nordeste
Usina de Luiz Gonzaga.
00h43 Luiz Gonzaga Energizado o transformador elevador 16/500 kV TR1 (01T1) Interligação
através do barramento 500 kV B2 (05B2) alimentando os Norte/Nordeste
serviços auxiliares da UHE Luiz Gonzaga.
00h59 Teresina II Energizada em vazio a LT 500 kV Teresina II/Sobral III C2 Interligação
(05V9). Norte/Nordeste
00h59 Sobral III Normalizada a LT 500 kV Teresina II/Sobral III C2 (05V9), Interligação
energizando o barramento 500 kV B1 (05B1) Norte/Nordeste
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72. 01h02 Sobral III Energizada em vazio a LT 500 kV Sobral III/Fortaleza II C1 Interligação
(05V7), através do disjuntor 15D1 da SE Sobral III Norte/Nordeste
01h04 Fortaleza II Conectado o reator 500 kV (05E4) da SE Fortaleza II ao Interligação
barramento 500 kV B2 (05B2). Norte/Nordeste
01h04 Luiz Gonzaga Sincronizada a unidade geradora UG1 (01G1) Interligação
Norte/Nordeste
01h05 Fortaleza II Normalizada LT 500 kV Sobral III/Fortaleza II-C1 (05V7), Interligação
energizando o barramento 500 kV B2 e o reator 500 kV 05E4. Norte/Nordeste
01h06 Fortaleza II Energizando o barramento 500 kV B1 (05B1) através do Interligação
disjuntor 15D4. Norte/Nordeste
01h07 Fortaleza II Normalizado o transformador 500/230 kV 600 MVA TR1 (05T1) Interligação
Norte/Nordeste
01h15 Teresina II Energizada em vazio a LT 500 kV Teresina II/Sobral III C1 Interligação
(05V8). Norte/Nordeste
01h18 Sobral III Normalizada a LT 500 kV Teresina II/Sobral III C1 (05V8), Interligação
energizando o barramento 500 kV B1 (05B1) Norte/Nordeste
01h19 Sobral III Energizada em vazio a LT 500 kV Sobral III/Fortaleza II C2 Interligação
(05V6) através do disjuntor 15D2 da SE Sobral III Norte/Nordeste
01h19 Sobral III Energizado o barramento 500 kV B2 (05B2) através do disjuntor Interligação
15V6. Norte/Nordeste
01h21 Fortaleza II Normalizada a LT 500 kV Sobral III/Fortaleza II C2 (05V6). Interligação
Norte/Nordeste
01h26 Usina Luiz Gonzaga Energizado o transformador elevador 16/500 kV TR2 (01T2) Interligação
através do barramento 500 kV B1 (05B1) Norte/Nordeste
01h28 Rio das Éguas Normalizada a LT 500 kV Serra da Mesa II/Rio das Éguas C1 e Interligação
energizados os barramentos B1 (05B1) e B2 (05B2). Sudeste/Nordeste
01h28 Rio das Éguas Energizada a LT 500 kV Rio das Éguas/Bom Jesus da Lapa II Interligação
C1 (05L1) Sudeste/Nordeste
01h28 UHE Luiz Gonzaga Sincronizada a unidade geradora UG2. Interligação
Norte/Nordeste
01h30 UHE Luiz Gonzaga Sincronizada a unidade geradora UG4. Interligação
Norte/Nordeste
01h33 Fortaleza II Energizado em vazio o autotransformador 500/230 kV 600 MVA Interligação
TR2 (05T2). Norte/Nordeste
01h36 Fortaleza II Normalizado o autotransformador 500/230 kV 600 MVA TR2 Interligação
(05T2). Norte/Nordeste
01h37 Sobral III Energizado em vazio o transformador 500/230 kV 300 MVA TR1 Interligação
(05T1) Norte/Nordeste
01h39 Bom Jesus da Lapa II Normalizada a LT 500 kV Rio das Éguas/Bom Jesus da Lapa II Interligação
C1 (05L1) através do disjuntor 15L1. Sudeste/Nordeste
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73. 01h41 Bom Jesus da Lapa II Normalizado o compensador estático CE1 (09Q1) da SE Bom Interligação
Jesus da Lapa II Sudeste/Nordeste
Energizado o transformador 16/500 kV (01T3) através do Interligação
01h43 Usina Luiz Gonzaga
barramento 500 kV B2 (05B2) Norte/Nordeste
01h45 UHE Luiz Gonzaga Sincronizada a unidade geradora UG6. Interligação
Norte/Nordeste
01h46 Sobral III Normalizado o transformador 500/230 kV 300 MVA TR1 (05T1), Interligação
com o fechamento do disjuntor 14T1. Norte/Nordeste
Normalizado o transformador 500/230 kV 300 MVA TR2 (05T2) Interligação
01h52 Bom Jesus da Lapa II
através do disjuntor 500 kV 15T2 e 230kV 14T2. Sudeste/Nordeste
Usina de Luiz Interligação
01h53 Sincronizada a unidade geradora UG3.
Gonzaga Norte/Nordeste
Interligação
01h54 Ibicoara Conectado o reator 500 kV 05E3 na barra.
Sudeste/Nordeste
Normalizada a LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II / Ibicoara (05L4), Interligação
através do disjuntor 500 kV (15D3), energizando o reator 500 kV Sudeste/Nordeste
01h56 Bom Jesus da Lapa II
05E3 da SE Ibicoara e energizando o barramento B1 (05B1) de
Ibicoara
Fechado o disjuntor 500 kV 15L4, completando bay 500 kV da LT Interligação
01h57 Bom Jesus da Lapa II
500 kV Bom Jesus da Lapa II / Ibicoara C1 (05L4). Sudeste/Nordeste
Energizada em vazio a LT 500 kV Ibicoara / Sapeaçu C1 (05L3), Interligação
01h58 Ibicoara
através do disjuntor 500 kV 15D1. Sudeste/Nordeste
Energizado o barramento 500 kV 05B2, através do disjuntor 500 kV Interligação
01h58 Ibicoara
(15L3). Sudeste/Nordeste
Energizado em vazio o autotransformador 500/230 kV TR1 (05T1), Interligação
02h03 Bom Jesus da Lapa II
através do disjuntor 500 kV 15D1 e 15T1 Sudeste/Nordeste
Interligação
02h04 Bom Jesus da Lapa II Normalizado o autotransformador 500/230 kV TR1 (04T1)
Sudeste/Nordeste
Normalizada a LT 500 kV Ibicoara / Sapeaçu C1 (05L3) através do Interligação
02h10 Sapeaçu
disjuntor 500 kV 15L3, energizando o barramento 500 kV 05B1 Sudeste/Nordeste
Energizado em vazio o transformador 500/230 kV 600 MVA TR1 Interligação
02h10 Sapeaçu
(05T1) através do disjuntor 500 kV 15L3 Norte/Nordeste
Energizado em vazio o transformador 500/230 kV 600 MVA TR3 Interligação
02h19 Fortaleza II
(05T3) através dos disjuntores 500 kV (15D3 e 15T3) Norte/Nordeste
Energizada em vazio a LT 500 kV Us. Luiz Gonzaga / Milagres C1 Interligação
02h26 Usina Luiz Gonzaga
(05V1) através do disjuntor 500 kV 15V1 Norte/Nordeste
Normalizado bay da LT 500 kV Us. Luiz Gonzaga / Milagres (05V1) Interligação
02h26 Usina Luiz Gonzaga
através do disjuntor 500 kV 15D6 Norte/Nordeste
Energizada em vazio a LT 500 kV Fortaleza II / Quixadá C1 (05V5) Interligação
02h29 Fortaleza II
através do disjuntor 500 kV 15V5 Norte/Nordeste
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 73 de 121

74. Fechado o disjuntor 500 kV 15D1, complementando bay da LT 500 Interligação
02h29 Fortaleza II
kV Fortaleza II / Quixadá (05V5) Norte/Nordeste
02h30 Luiz Gonzaga Sincronizada a unidade geradora 01G5 da Usina de Luiz Interligação
Gonzaga. Norte/Nordeste
02h31 Milagres Normalizada a LT 500 kV Usina de Luiz Gonzaga/ Milagres C1 Interligação
(05V1). Norte/Nordeste
02h31 Milagres Energizada em vazio a LT 500 kV Milagres / Quixadá C1 (05V3) Interligação
através do disjuntor 500 kV 15D2 Norte/Nordeste
02h35 Usina de Luiz Desligamento automático da LT 500 kV Usina de Luiz Gonzaga/ Interligação
Gonzaga/Usina de Usina de Sobradinho C2 (05C4). Norte/Nordeste
Sobradinho
02h36 Usina de Luiz Desarme das unidades geradoras UG5 e UG6 da Usina de Luiz Interligação
Gonzaga Gonzaga (01G5 e 01G6) e do transformador 16/500 kV (01T3) Norte/Nordeste
02h36 Usina de Luiz Desarme das unidades geradoras UG3 da Usina de Luiz Interligação
Gonzaga Gonzaga (01G3). Norte/Nordeste
02h37 Usina de Luiz Desarme das unidades geradoras UG4 da Usina de Luiz Interligação
Gonzaga Gonzaga (01G4). Norte/Nordeste
02h39 Usina de Luiz Desligamento automático da LT 500 kV Usina de Luiz Gonzaga / Área Sul
Gonzaga / Olindina Olindina C1 (05S4).
02h40 Milagres Desligamento automático da LT 500 kV Milagres / Quixadá C1 Interligação
(05V3) Norte/Nordeste
03h07 UHE Sobradinho Energizada em vazio a LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C2 Interligação
(05C4) Norte/Nordeste
03h11 UHE Luiz Gonzaga Normalizada a LT 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C2 (05C4). Interligação
Norte/Nordeste
03h16 Milagres Energizada em vazio a LT 500 kV Milagres / Quixadá C1 (05V3) Interligação
através do disjuntor 500 kV 15D2 Norte/Nordeste
03h17 Quixadá Normalizada a LT 500 kV Quixadá/Fortaleza II (05V5), através Interligação
do disjuntor 500 kV 15D1 da SE Quixadá, fechando o anel 500 Norte/Nordeste
kV Milagres/Quixadá/Fortaleza II.
03h19 Fortaleza II Energizado o reator 500 kV 180 Mvar RT4 (05E4). Interligação
Norte/Nordeste
Energizado o transformador 16/500 kV (01T3) através do Interligação
03h37 Usina Luiz Gonzaga
barramento 500 kV B2 (05B2) Norte/Nordeste
Energizado o transformador 500/230 kV 600 MVA TR1 (05T1) Interligação
03h39 Milagres
através do disjuntor 15D1 Norte/Nordeste
03h43 Usina de Luiz Sincronizada a unidade geradora UG6 (01G6) da Usina de Luiz Interligação
Gonzaga. Gonzaga. Norte/Nordeste
Interligação
03h47 Milagres Normalizado o transformador 500/230 kV 600 MVA TR1 (05T1)
Norte/Nordeste
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 74 de 121

75. 03h50 Usina de Luiz Sincronizada a unidade geradora UG4 da Usina de Luiz Interligação
Gonzaga Gonzaga. Norte/Nordeste
03h51 Usina de Luiz Sincronizada a unidade geradora UG3 (01G3) Interligação
Gonzaga Norte/Nordeste
03h59 Ibicoara Energizado em vazio o autotransformador 500/230 kV 300 MVA Interligação
TR1 (05T1) através do disjuntor 15D2 Sudeste/Nordeste
04h01 Ibicoara Normalizado o autotransformador 500/230 kV 300 MVA TR1 Interligação
(05T1). Sudeste/Nordeste
04h26 UHE Luiz Gonzaga Normalizada a LT 500 kV UHE Luiz Gonzaga/Olindina C1 Área Sul
/Olindina (05S4)
Energizado em vazio o transformador 500/230 kV 600 MVA TR2 Interligação
05h02 Sapeaçu
(05T2) através do disjuntor 500 kV 15D1 Norte/Nordeste
06h20 Sapeaçu Normalizado transformador 500/230 kV 600 MVA TR1 (05T1). Interligação
Norte/Nordeste
06h27 Sapeaçu Normalizado transformador 500/230 kV 600 MVA TR2 (05T2). Interligação
Norte/Nordeste
06h28 Sapeaçu Energizada em vazio a LT 500 kV Sapeaçu / Camaçari C1 Interligação
(05L7) através dos disjuntores 500 kV 15D2 e 15L7 Norte/Nordeste
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 75 de 121

76. 10.4 Diagramas e Figuras
10.4.1 Diagrama da SE Luiz Gonzaga
z
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/
/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Norde
ão Nordeste. Pág 76 de 121

77. 10.4.2 Diagrama da SE Paulo Afonso IV
o
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/
/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordes
ste. Pág 77 de 121

78. 10.4.3 Diagrama da SE Paulo Afonso III
o
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/
/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordes
ste. Pág 78 de 121

79. 10.4.4 – Tensão na área Norte da região Nor
rdeste
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2
2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordes
ste. Pág 79 de 121

80. ANEXO 1 AO RELATÓRIO
Registro das Considerações da Chesf e os correspondentes
Comentários do ONS
Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS RE 3/0032/2011 – Ocorrência do
dia 04.02.2011, envolvendo o Sistema Interligado Nacional (SIN) – Região
Nordeste
Referente ao Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS RE 3/0032/2011, relacionado
à ocorrência verificada no dia 04.02.2011, envolvendo o Sistema Interligado Nacional (SIN) –
Região Nordeste, temos a considerar:
A. O processo de elaboração do RAP ONS RE 3/0032/2011 teve o seguinte
encaminhamento:
Reunião ONS com Agentes, MME e ANEEL
Realizada no dia 07.02.2011, no Rio de Janeiro.
Encaminhamento do RAP ONS, Versão 1
Recebido pela Chesf no dia 11.02.2011, às 16h31min, através de E-mail do ONS.
Encaminhada a análise e os comentários Chesf para o ONS, através de E-mail no dia
14.02.2011, às 20h51min.
Reunião ONS com Chesf, MME e ANEEL
Realizada no dia 17.02.2011, no Rio de Janeiro. Nesta ocasião o ONS apresentou uma
nova versão (Versão 2) do RAP ONS, sem prévia distribuição, tendo sido discutida e
acordado o encaminhamento de uma outra versão (Versão 3) até o dia 21.02.2011, ainda
para comentários.
Encaminhamento do RAP ONS, Versão Final (Versão 3)
Recebido pela Chesf no dia 22.02.2011, às 18h35min, através de E-mail do ONS.
Diferente do acordado na reunião de 17.02.2011, o ONS caracterizou esta versão como
final, cabendo a Chesf solicitar a inclusão de possíveis divergências como anexo ao RAP
ONS. A Chesf encaminhou documento com suas divergências em relação ao RAP ONS,
através de E-mail no dia 25.02.2011, às 15h38min.
Encaminhamento do RAP ONS, Nova Versão (Versão 4)
Recebido pela Chesf no dia 14.03.2011, às 17h28min, através de E-mail do ONS, nova
versão para comentários de todos os agentes, diferente do encaminhamento anterior do
ONS, que caracterizava a última versão (Versão 3) como definitiva (Versão Final). O
prazo estabelecido para comentários foi de apenas dois dias.
Ressalta-se que o ONS considerou esta minuta como sendo a versão original (Página 3
do RAP ONS), não levando em conta as três versões anteriores. Entretanto, esta versão
do RAP ONS contempla um item que o caracteriza como versão final (item 7.4 –
Divergências Apresentadas pela Chesf). Observa-se ainda que apesar do item 7.4
referir-se ao anexo contendo as divergências apresentadas pela Chesf, já enviado
anteriormente, bem como os respectivos comentários do ONS, o citado anexo não foi
incluído nesta última versão do RAP ONS encaminhada para os agentes.
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 80 de 121

81. Verifica-se também que o ONS nesta última versão incluiu a lista de presença da
segunda reunião para análise da perturbação, realizada em 17.02.2011, com a
participação do MME, ANEEL, ONS e Chesf, conforme proposto pela Chesf. Entretanto,
este registro não foi mencionado na observação da página 3 do RAP ONS, constando
apenas referência da reunião realizada em 07.02.2011. Faz-se necessária também a
correção do índice do RAP ONS incluindo os itens 7.4 e 10.
B. Conforme pode se constatar no item anterior, o processo de elaboração do RAP ONS RE
3/0032/2011 não atendeu ao que está estabelecido nos Procedimentos de Rede,
Submódulo 22.3 - Análise de Perturbação, quanto ao seu encaminhamento, prazos e
envolvimento dos agentes.
Comentários do ONS sobre os itens A e B:
Em primeiro lugar gostaríamos de ressaltar que os procedimentos para análise de
perturbações estabelecem as atividades, responsabilidades e prazos a serem observados.
Entretanto, como é sabido por todos, quanto maior o impacto e a abrangência da perturbação
tão maiores são as exigências sobre o setor elétrico na busca de informações e respostas
sobre as causas, responsabilidades e providências decorrentes da perturbação. Em função
desta realidade, é forçosamente natural a redução de alguns prazos para atendimento a esta
realidade, sem que se coloque em risco a qualidade da análise, identificação de causas e
das recomendações pertinentes.
Entretanto, no caso em questão, a bem da verdade, é importante dizer que logo após esta
perturbação em 04.02.11, foram dadas todas as condições e tempo suficiente para a coleta e
análise de dados, realização de estudos e reuniões e demais atividades requeridas para a
elaboração do relatório de análise da perturbação
Dentro deste contexto e considerando a grande envergadura da perturbação que envolveu
praticamente toda a região Nordeste, com grandes repercussões políticas e sociais, foram
desenvolvidas as seguintes ações para elaboração do relatório desta perturbação:
1. Dia 07.02.2011 – Reunião do ONS com o MME, ANEEL, Chesf e demais Agentes, no Rio
de Janeiro, para análise da perturbação.
2. Dia 07.02.2011 – Relato pelo ONS e pela Chesf sobre a ocorrência em Reunião do CMSE,
em Brasília.
3. Dia 11.02.2011 – Encaminhamento pelo ONS, por solicitação do CMSE, ao MME de uma
versão preliminar da minuta do RAP. Como é de pleno conhecimento da Chesf, este
relatório foi encaminhado também para conhecimento prévio da Chesf, em caráter
excepcional, considerando o seu envolvimento diferenciado dos demais Agentes nesta
ocorrência.
4. Dia 14.02.2011 – Encaminhamento pela Chesf ao ONS de comentários sobre esta minuta
do RAP.
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82. 5. Dia 17.02.2011 – Reunião específica do ONS com o MME, ANEEL e Chesf, no Rio de
Janeiro. Nesta ocasião o ONS apresentou uma versão atualizada da minuta do relatório,
contemplando as novas informações disponibilizadas e os comentários da Chesf
considerados pertinentes, a qual foi exaustivamente discutida por todos os participantes.
6. Dia 22.02.2011 – Encaminhamento pelo ONS ao MME e à Chesf de nova versão da
minuta do RAP, para posterior envio do relatório aos demais agentes, conforme está
afirmado na Carta ONS-0170/100/2011, de 22/02/2011, endereçada à Chesf: “Conforme
estabelecido nos Procedimentos de Rede, precisamos enviar este relatório para
apreciação e comentários de todos os Agentes envolvidos na perturbação, que devem ser
anexados ao mesmo para posterior encaminhamento à ANEEL”.
7. Dia 25.02.2011 – Encaminhamento pela Chesf ao ONS de documento com suas
divergências em relação à minuta anterior do RAP.
8. Dia 14.03.2011 – Encaminhamento ao MME, Chesf e demais Agentes da minuta final do
RAP, para comentários de todos os Agentes. Conforme dito na Carta ONS-028/300/2011:
“Em face da necessidade de encaminhamento do relatório final ao MME e à ANEEL, até o
dia 17.03.2011, solicitamos, em caráter excepcional, que os comentários nos sejam
encaminhados até o dia 16.03.2011.”
9. Dia 16.03.2011 – Encaminhamento pela Chesf ao ONS de documento atualizado com
suas divergências em relação à minuta final do RAP.
10. Dia 21.03.2011 – Encaminhamento à ANEEL, MME, Chesf e demais Agentes da versão
final do RAP, contemplando todos os comentários pertinentes recebidos, bem como
incluindo em Anexo ao RAP, conforme previsto nos Procedimentos de Rede, o registro
das considerações recebidas da Chesf e os correspondentes comentários do ONS com
relação às divergências apresentadas pela Chesf, e as considerações da
Coelba/Celpe/Cosern.
C. É importante ressaltar que durante o processo de elaboração do RAP ONS em foco,
constatou-se a existência de dificuldades, haja vista que o ONS sendo parte envolvida na
ocorrência, não acatou análises de aspectos técnicos e recomendações, que vistos pela
Chesf são relevantes, denotando a necessidade de uma coordenação por entidade
neutra, nos casos de elaboração de relatório com esta abrangência e repercussão
sistêmica. A coordenação do RAP pelo ONS, que tem envolvimento direto com a
ocorrência, dificultou o registro de não conformidades, assim como de ensinamentos no
sentido de evitar a reincidência da perturbação.
Comentários do ONS sobre o item C:
A atuação do Operador, dentro de princípios de neutralidade, isonomia e transparência, é um
dos pilares do modelo institucional do Setor Elétrico Brasileiro e condição essencial e
imprescindível para funcionamento harmônico deste Setor. Neste contexto, cabe ao ONS
exercer plenamente as suas atribuições e ao Regulador fiscalizá-lo no cumprimento das suas
funções dentro destes princípios. Este modelo atribui ao ONS, dentre outras, a
responsabilidade pela análise de perturbações, atividade de caráter eminentemente técnico,
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83. que deve ser executada com isenção absoluta, característica que está na gênese deste
Operador. Portanto, é inoportuna a afirmativa da Chesf de que o ONS é parte envolvida na
ocorrência.
A análise da perturbação é utilizada para a identificação de problemas com consequente
implantação de ações corretivas visando evitar sua repetição. As contestações deste agente,
neste caso, em nada contribuem para esclarecer a ocorrência, nem para eliminar os riscos
identificados e nem para aumentar a segurança do sistema, motivo pelo qual a maioria não
foi incluída no corpo do relatório do ONS.
D. Divergências Chesf referente ao RAP ONS
Visto que em todas as versões encaminhadas pelo ONS não foram considerados
aspectos fundamentais para o entendimento dos fatos, das causas, de não
conformidades verificadas e de recomendações para evitar sua reincidência, apesar de
terem sido exaustivamente apontados, comentados e registrados pela Chesf em reuniões
e documentos enviados, devem constar no RAP ONS as divergências expostas, ainda
não acatadas pelo ONS.
Tal prerrogativa está estabelecida nos Procedimentos de Rede – Submódulo 22.3 –
Análise de Perturbação, itens 6.6.7 e 6.7.3, transcritos abaixo:
“6.6.7 Conclusões: sumário dos fatos relevantes procedentes da análise da
perturbação com menção à existência de documento anexo com as eventuais
divergências de agentes de operação envolvidos.
6.7.3 Se um agente de operação envolvido discordar da versão consolidada, suas
discordâncias devem ser registradas em documento anexo ao relatório, cuja
existência deve ser informada como determinado no item 6.6.7 deste submódulo.”
Estão apresentadas nos tópicos em seguida as considerações Chesf, que divergem do
apresentado, ou foram omitidos, pelo ONS no RAP em análise, tomando como base a
Versão 4 recebida pela Chesf no dia 14.03.2011, às 17h28min, através de E-mail de
Darico Pedro para Mozart Bandeira. Tais considerações devem ser incluídas na íntegra
para que não haja prejuízo no seu entendimento.
1. Recomposição da Linha de Transmissão 500 kV 05C3 Luiz Gonzaga / Sobradinho para
normalização do sistema
(Assunto referido nos itens 3.3, 3.4, 3.5, 5.4.3, 5.5.4.1, 7.1.3, 7.2 e 9.2.6 do RAP ONS)
1.1. A decisão da Chesf ao disponibilizar a linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz
Gonzaga/Sobradinho foi tomada a partir da identificação da atuação de proteção de
falha do disjuntor 15C3 da subestação Luiz Gonzaga, o qual foi imediatamente
isolado, mediante abertura das chaves seccionadoras associadas, conforme
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 83 de 121

84. procedimento padrão adotado para estas situações. Portanto, a disponibilização da
linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz Gonzaga/Sobradinho, pela Chesf, foi
correta visto que não existiam quaisquer indicações que caracterizassem
impedimento da linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz Gonzaga/Sobradinho.
1.2. O ONS questiona o fato de a Chesf não ter identificado a causa da atuação da
proteção de falha de disjuntor, bem como qualquer anomalia no sistema de
proteção. Não haveria como identificar, no tempo real, a existência de anomalia no
sistema de proteção. O defeito existente no componente eletrônico da Proteção
Secundária (Alternada) da cadeia de proteção GE MOD III, não era perceptível no
nível operacional. Apenas uma equipe de manutenção poderia detectar a
anormalidade nessa cadeia. No nível operacional, a sinalização existente (falha de
disjuntor 15C3) exigia apenas o impedimento deste disjuntor, o que foi efetiva e
corretamente realizado. O ONS tem conhecimento das práticas operacionais
utilizadas no Sistema Interligado Nacional (SIN) e sabe que os diagnósticos
operacionais se suportam nas informações disponibilizadas pelos sistemas de
supervisão e controle existentes nas instalações. Nenhuma empresa do setor
elétrico adota a prática de “confirmar” as informações provenientes dos sistemas de
supervisão e controle através de intervenções executadas por equipes de
manutenção, conforme contextualizado no item 7.2.2 do RAP ONS, excetuando-se
as situações em que a própria operação em tempo real identifique restrições ou
impedimentos através dos referidos sistemas de supervisão e controle.
Comentários do ONS sobre os itens 1.1 e 1.2:
A decisão da Chesf de liberar a LT 500 kV Luiz Gonzaga/Sobradinho 05C3 após
atuação do relé de bloqueio, sem identificar as anomalias verificadas e sem tomar
as ações corretivas necessárias, caracterizou uma transgressão dos
procedimentos de segurança recomendados para esta situação.
Essa decisão da Chesf de disponibilizar a linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz
Gonzaga/Sobradinho foi tomada, conforme mencionado, a partir da identificação da
sinalização de “atuação de proteção de falha do disjuntor 15C3”, sem levar em
consideração que havia a sinalização de relé de bloqueio associado e não havia
sinalização de atuação nem de proteção de linha e nem de proteção de barra, o que
caracterizava anomalia, evidenciando assim, a necessidade de investigação antes da
liberação, para liberar com segurança o religamento dos componentes desligados, o
que de fato não foi feito. É importante ressaltar o que disse a própria Chesf em seu
documento: “Apenas uma equipe de manutenção poderia detectar a anormalidade
nessa cadeia”.
Portanto, não procede a justificação da Chesf de que não haveria como
identificar, no tempo real, a existência de anomalia no sistema de proteção. O
problema requeria ser corretamente identificado, independente do momento e do
tempo requerido, mas ao tempo necessário para sua correta identificação,
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85. visando evitar a reincidência da atuação indevida da proteção de falha de
disjuntor.
Em função do exposto e considerando as sinalizações observadas, a linha só poderia
ser liberada após a intervenção de uma equipe de manutenção, que não foi o
procedimento adotado pela Chesf nesse momento da perturbação. Como não havia
sinalização de atuação nem de proteção de linha e nem de proteção de barra, apenas o
isolamento do disjuntor não eliminaria a possibilidade de existência de falha em algum
outro componente da proteção, o que acabou se confirmando. A atuação do relé de
bloqueio é um indicativo de que não deveria ser realizada a liberação da linha e da
barra sem a intervenção da manutenção. A linha e a barra foram liberadas sem a
identificação clara da anormalidade existente, que mantinha uma predisposição
permanente de atuação de forma acidental da proteção de Falha dos Disjuntores 15C3
e 15D2.
Por último, concluímos: a liberação para energização de uma linha ou
equipamento requer, não apenas, a identificação de anormalidades no
componente principal, mas também a correta identificação das proteções atuadas
e suas consequências.
1.3. Mesmo considerando todos os fatos relatados entre o primeiro desligamento da
linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz Gonzaga/Sobradinho, às 00h08, e sua
reenergização, às 00h21, o ONS teve a sua disposição duas opções:
1.3.1. Energizar a linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz Gonzaga/Sobradinho pelo
disjuntor 15D2, conectando-a à barra 05B2, suportada nas razões
apresentadas pelo ONS em seu relatório.
1.3.2. Normalizar a barra 500 kV 05B1, mediante fechamento dos disjuntores 15C4,
15S4, 15C1, 15L5 e 15V1, recompondo assim a referida barra e normalizando
a configuração da subestação, para em seguida energizar a linha de
transmissão 500 kV 05C3 Luiz Gonzaga/Sobradinho pelo disjuntor 15D2. Essa
opção introduz um passo de manobra adicional para fechamento dos cinco
disjuntores da barra 500 kV 05B1, gerando um tempo adicional insignificante
para normalização, porém, mesmo considerando a hipótese de uma eventual
falha num desses equipamentos, já que a origem do problema não era do
conhecimento operacional, estar-se-ia manobrando equipamentos cujo efeito
sobre o sistema seria pouco significativo, para as condições de operação do
sistema naquele momento.
1.4. A decisão do ONS de recompor a linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz
Gonzaga/Sobradinho, com a configuração em que todos os bays estavam
incompletos na subestação Luiz Gonzaga, degradando a confiabilidade do arranjo
em disjuntor e meio, além do valor de intercâmbio praticado e da indisponibilidade
da linha de transmissão 500 kV 05V4 São João do Piauí/Milagres, de propriedade
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86. do agente Iracema, levou o sistema a operar em condições adversas com atuações
de proteções de caráter sistêmico que provocaram outros desligamentos.
1.5. Caso a opção do ONS tivesse sido normalizar a subestação 500 kV Luiz Gonzaga
pela recomposição da barra 500 kV 05B1, não teria ocorrido a perturbação na
dimensão verificada. Apenas ocorreria o desligamento da barra 500 kV 05B2, sem
reflexos para a carga. Por outro lado, caso o ONS, opcionalmente, através de uma
análise de risco, tivesse reduzido o intercâmbio em 400 MW (-12% do valor
praticado) o sistema teria suportado a contingência.
1.6. Diferentemente das razões apresentadas pelo ONS em seu relatório, o sistema de
gravação COSR-NE (ONS) / CROP (Chesf) registra que o operador do ONS teve
dúvida sobre a ação a ser adotada, chegando em certo momento a decidir pela
energização da barra 05B1 da subestação Luiz Gonzaga, opção mais segura, e em
seguida optando pela normalização da linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz
Gonzaga/Sobradinho sem avaliação dos riscos envolvidos. Caberia ao ONS a
decisão de normalizar a barra ou a linha de transmissão realizando, previamente, a
análise das condições de segurança do sistema, ação esta que não foi executada.
Comentários do ONS sobre os itens 1.3 a 1.6:
Ao contrário do mencionado pela Chesf, não se observa nenhuma dúvida quanto
à decisão adotada no procedimento de fechamento da linha e da normalização da
barra. Pela escuta da gravação da comunicação verbal realizada entre a Chesf e o
ONS, constata-se claramente que não houve dúvida do operador do ONS,
conforme menciona a Chesf, quanto a energização da linha em relação a
normalização da barra de 500 kV da SE Luiz Gonzaga.
Após a liberação da barra pela Chesf, à 00h17 ainda com a linha desenergizada e em
processo de restabelecimento, o ONS autorizou a Chesf iniciar a normalização da barra
05B1. Em menos de 01 minuto após, a Chesf informa que a linha encontrava-se
energizada e estaria pronta para ser religada em Luiz Gonzaga. Nesse momento,
considerando a configuração vigente, que impunha risco iminente ao SIN, visando
restaurar as condições de segurança, o ONS autorizou ao fechamento da linha.
Salienta-se ainda que a decisão do ONS em efetuar o fechamento da linha antes da
normalização da barra foi adotada considerando não haver qualquer restrição declarada
pela Chesf quanto aos aspectos de segurança para a energização desta linha e ainda
considerando o fato de que o seu restabelecimento restauraria de imediato as
condições originais de segurança do Sistema Nordeste. Ressalte-se que esta é uma
prática internacionalmente adotada, salvo se for configurado algum impedimento.
Neste caso, de acordo com os procedimentos de rede, as informações relativas
ao impedimento são de plena e exclusiva responsabilidade do agente proprietário
da instalação.
Outrossim, foi da Chesf a decisão de liberar a LT 500 kV Luiz
Gonzaga/Sobradinho 05C3 após atuação do relé de bloqueio, sem identificar as
anomalias verificadas no sistema de proteção, o que somente ocorreu por volta
das 05h00, não tomando em tempo hábil as ações corretivas necessárias.
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87. 1.7. O ONS, rotineiramente, visando garantir os critérios de segurança operacional do
sistema quando de liberação de equipamentos para intervenções, exige um número
mínimo de bays completos na configuração de subestação com disjuntor e meio,
como é o caso da subestação Luiz Gonzaga. Este critério de segurança estabelecido
no item 8.2.9 do Submódulo 6.5 dos Procedimentos de Rede, não foi considerado na
ocasião.
1.8. Além do critério de segurança referido no item anterior, o ONS também não
considerou a possibilidade de perda da barra 500 kV 05B2 da SE Luiz Gonzaga,
instalação estratégica do Sistema Interligado Nacional (SIN), conforme diretrizes
estabelecidas nos itens 5.2.5 e 5.2.6 do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de
Rede, que se referem a estudos elétricos e, por similaridade, deveriam ser utilizados
no tempo real.
Comentários do ONS sobre os itens 1.7 e 1.8:
Na condição de rede alterada após uma perturbação, como era o caso em análise, o
sistema estava exposto a um risco iminente de sofrer uma perturbação de grande porte
em caso de perda de linhas no sistema de 500 kV, em especial do segundo circuito de
500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C2. Para retornar às condições originais de segurança,
o procedimento operacional requerido após desligamentos de equipamentos de
transmissão consiste em normalizar prioritariamente o equipamento desligado, desde que
não haja restrições informadas pelo proprietário da instalação.
Desta forma, o ONS autorizou o fechamento da linha antes da normalização da barra, em
função de não haver qualquer restrição declarada pela Chesf para a energização da LT
500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga C1, e de que o seu restabelecimento restauraria de
imediato as condições originais de segurança do Sistema Nordeste.
Cabe reiterar que esta é uma prática internacionalmente adotada, salvo se for
configurado algum impedimento. Neste caso, de acordo com os procedimentos de
rede, as informações relativas ao impedimento são de plena e exclusiva
responsabilidade do agente proprietário da instalação.
1.9. Somente na Versão 4 do RAP ONS, o ONS admitiu uma recomendação relacionada à
sua decisão de recompor a linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz
Gonzaga/Sobradinho (item 9.2.6). Entretanto, esta recomendação se apresenta
inócua e ineficaz para a ocorrência vivenciada, considerando que no caso em
questão o ONS tinha que decidir entre a opção de energizar a linha de transmissão
ou a barra. De acordo com a recomendação sugerida pelo ONS qual seria o
procedimento a ser executado? Qual a ação mais segura a ser executada, a
energização da linha de transmissão ou da barra? Assim, a recomendação proposta
pelo ONS não traz nenhuma contribuição no sentido de evitar a repetição da
ocorrência na sua dimensão sistêmica.
Diferentemente do que afirma o ONS, a boa prática da operação de sistemas não
recomenda simplesmente que “após desligamentos de equipamentos de transmissão,
não havendo restrições, os mesmos sejam prioritariamente normalizados, de forma a
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88. retornar as condições de segurança estabelecidas”. A tomada de decisão que
envolve o retorno da função desligada deve ser precedida de análise de riscos e das
condições sistêmicas requeridas para manobra. Neste contexto, o recomendado
seguindo o padrão operacional é dotar os centros de operação de rotinas e recursos
de suporte que auxiliem a tomada de decisão segura e mais adequada.
Comentários do ONS sobre o item 1.9:
O ONS mantem a sua posição de que para retornar às condições originais de
segurança, o procedimento operacional requerido após desligamentos de
equipamentos de transmissão consiste em normalizar prioritariamente o equipamento
desligado, desde que não haja restrições informadas pelo proprietário da instalação.
Além do mais, como a linha tinha sido disponibilizada pela Chesf sem qualquer
restrição, e já se encontrava energizada pelo terminal de Sobradinho, o
fechamento do terminal em Luiz Gonzaga caracterizava-se como uma manobra
absolutamente segura e era a manobra que deveria efetivamente ser realizada.
Questionar posteriormente esta manobra implica, em primeiro lugar, questionar
a quem liberou a linha para energização nessas condições. Diante disto,
colocar a existência de opções neste caso, significa dizer que a Chesf liberou
de forma indevida a linha para energização. E de fato foi isto o que ocorreu.
Cabem então as questões: porque a Chesf liberou para energização a LT 500 kV
Sobradinho/Luiz Gonzaga C1 sem as devidas verificações? Porque estas
investigações não foram realizadas?
Com relação às questões feitas pela Chesf, respondemos diretamente:
· De acordo com a recomendação sugerida pelo ONS qual seria o procedimento a ser
executado? Considerando que a Chesf liberou a linha para energização, a ação
recomendada para restaurar as condições de segurança era exatamente a
reenergização da linha desligada.
· Qual a ação mais segura a ser executada, a energização da linha de transmissão ou
da barra? Considerando não haver nenhuma restrição, tendo em vista que a
própria Chesf liberou a linha para energização, a ação recomendada era
exatamente a reenergização da linha desligada.
· Assim, a recomendação proposta pelo ONS não traz nenhuma contribuição no
sentido de evitar a repetição da ocorrência na sua dimensão sistêmica. Esta
recomendação deixa claro que após o desligamento de um equipamento de
transmissão, a prioridade é o religamento deste componente, desde que não
haja qualquer restrição, cuja responsabilidade por esta verificação é do
proprietário da instalação.
Reafirmamos que a boa prática da operação, referendada internacionalmente,
recomenda que “após desligamentos de equipamentos de transmissão, não havendo
restrições, os mesmos sejam prioritariamente normalizados, de forma a retornar as
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 88 de 121

89. condições de segurança estabelecidas”. Evidentemente que o retorno do
equipamento desligado deve ser precedido de cuidadosa análise dos riscos
envolvidos e das restrições impeditivas dos equipamentos para manobra, o que não
foi feito pelo agente proprietário da instalação.
Claro que é de fundamental importância dotar os centros de operação de rotinas e
recursos de suporte para auxiliar o processo de decisão, garantindo a segurança da
operação do sistema e a integridade dos equipamentos, o que vem sendo feito pelo
ONS.
1.10. Em vista do comentado nos itens anteriores, o relatório em foco deve incluir as
seguintes recomendações para o ONS:
1.10.1. Estabelecer rotina operacional que oriente seus operadores quanto à análise
de riscos necessária para a tomada de decisão em tempo real, considerando
os critérios de segurança definidos em Procedimentos de Rede, permitindo
assim a tomada de decisões mais seguras.
Comentários do ONS sobre o item 1.10.1:
Os operadores dos centros de controle do ONS são treinados para avaliar
adequadamente os riscos sistêmicos. A avaliação dos riscos associados
à segurança e à manutenção da integridade das instalações e
equipamentos é de responsabilidade dos agentes, os quais devem
informar ao ONS tais condições.
1.10.2. Adicionalmente à medida anterior, o ONS deve dotar seus centros de operação
de recursos adequados de suporte para avaliação da segurança operacional do
sistema em tempo real, visando auxiliar a tomada de decisão por seus
operadores.
Comentários do ONS sobre o item 1.10.2:
O ONS, como qualquer outro Operador, vem permanentemente aperfeiçoando
os recursos de simulação para suporte às atividades em tempo real, contando
inclusive com recursos de simulação dinâmica do SIN para algumas áreas.
Contudo, ressalta-se que, independentemente destes aperfeiçoamentos, é
imprescindível que sejam prestadas pelos Agentes ao ONS as corretas
informações sobre seus equipamentos.
2. Comportamento dinâmico do sistema
(Assunto referido nos itens 1, 3.2, 3.5, 3.6, 3.7, 3.8, 3.9, 3.10, 3.11, 5.1.3, 5.2.2, 5.3, 5.4,
7.1.4, 7.1.5, 9.1.3 e 9.1.4 do RAP ONS)
2.1. Ponto de Operação do Sistema e Limite de Segurança
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 89 de 121

90. No momento da ocorrência a linha de transmissão 500 kV São João do Piauí/
Milagres, do agente Iracema, estava fora de operação e o sistema estava operando
com um intercâmbio de 3237 MW.
Conforme itens 5.2.4, 5.2.5, 5.2.6 e 5.3.1 do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de
Rede (Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos, revisão 1.1, vigência
16.09.2010), para a definição dos limites de intercâmbio devem ser consideradas
contingências simples (N-1) e múltiplas.
Nas condições de intercâmbio e de potência sincronizada na região Nordeste no
momento da perturbação, o sistema suportava a perda simples (N-1) de qualquer
linha de transmissão de 500 kV, mas não suportava contingências múltiplas, por
exemplo, a perda simultânea das linhas de transmissão 500 kV 05C3 e 05C4 Luiz
Gonzaga/Sobradinho, não atendendo o que estabelece o item 5.2.6 do Submódulo
23.3 dos Procedimentos de Rede.
Além disso, simulações dinâmicas utilizando os casos bases disponibilizados pelo
ONS mostram que o sistema teria suportado os desligamentos na subestação Luiz
Gonzaga, sem reflexos significativos e sem atuação das Proteções de Perda de
Sincronismo (PPS) das interligações, com a linha de transmissão 500 kV 05V4 São
João do Piauí/Milagres em operação ou com o intercâmbio reduzido em 400 MW (-
12%).
Com a liberação da linha de transmissão 500 kV 05V4 São João do Piauí/Milagres, o
ONS deveria ter reduzido o intercâmbio para um limite seguro (de 3.237 para 2.800
MW), de forma a suportar também a contingência dupla citada anteriormente como
exemplo, conforme estabelece o Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede.
Salienta-se que os limites de segurança para os intercâmbios, considerando
contingências múltiplas, não estão disponíveis para os operadores de tempo real.
Estes fatos, junto com as consequências da perturbação, mostram que o sistema
estava operando com intercâmbio acima do limite de segurança, considerando a
indisponibilidade da linha de transmissão 500 kV 05V4 São João do Piauí/Milagres.
Este importante aspecto não está registrado no relatório do ONS.
A utilização exclusiva do critério N-1, pelo ONS, para atender a necessidade
energética da região Nordeste, implicou em se assumir riscos de natureza elétrica
nesta operação.
Comentários do ONS sobre o item 2.1:
Não procede a afirmação da Chesf de que o intercâmbio para a região Nordeste não
obedecia aos critérios estabelecidos nos procedimentos de rede. Antes do início da
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 90 de 121

91. perturbação o sistema operava sem a LT 500 kV São João do Piauí/Milagres. Nesta
condição o recebimento pela região Nordeste era de cerca de 3.200 MW, valor
inferior ao limite de recebimento de 4.500 MW para que o sistema suportasse a
contingência simples mais severa, conforme critérios estabelecidos nos
Procedimentos de Rede.
De acordo com os critérios indicados no item 5.2.6 do Submódulo 23.3 - Diretrizes e
Critérios para Estudos Elétricos, a contingência dupla de circuitos só é considerada
quando há evidências estatísticas desta contingência e quando os circuitos
compartilham as mesmas torres ou existam condições excepcionais de eventos
climáticos ou ocorrência de queimadas. No caso do trecho de 500 kV
Sobradinho/Luiz Gonzaga esta contingência não é considerada para a definição de
limites de intercâmbio para a região Nordeste, pois não se tem registros da perda
dupla de circuitos, nem de operação sob condições excepcionais que exijam a
consideração desta contingência.
Após 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, o
procedimento operacional requerido após desligamentos de equipamentos de
transmissão consiste em normalizar prioritariamente a LT e/ou equipamento
desligado. Conforme prática internacional, somente após ser identificado não
haver condições de se restabelecer níveis de segurança através do retorno dos
equipamentos desligados, deve-se proceder às adequações de intercâmbio e
fluxos no sistema. Portanto, o ONS só deveria reduzir o recebimento do Nordeste
para 3.000 MW e o fluxo na LT 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C2 para 800 MW,
a partir do momento em que a Chesf declarasse a indisponibilidade da LT 500 kV
Sobradinho / Luiz Gonzaga C1, o que de fato não ocorreu.
2.2. Registros de Carga, Tensão e Frequência
As Figuras 1.a e 1.b mostram o comportamento das tensões e da frequência, bem
como a carga do Nordeste em cada período da perturbação. Como pode ser
observado, 65% da carga do sistema Nordeste foi desligada nos primeiros 10s após
o início da perturbação, antes da saída da primeira unidade da UHE Xingó. Este
percentual também pode ser confirmado no registro apresentado na Figura 6 do item
5.5.3 do relatório do ONS.
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 91 de 121

92. Figura 1.a
100% Frequência x Carga do Nordeste
64 Saída Interligações 100
Saída 01G2 Xingó Frequência do Sistem a
62 90
60
Carga Nordeste 80
Carga (% de 8883MW)
58 70
Frequência (Hz)
56
(71%) 60
54 50
35%
52 40
50 30
Subtensão, ERAC, 9%
48 20
Rejeição Natural
46 10
44 0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90
Tem po (s)
Figura 1.b
Tensão em Sobral II e Xingó
1,20
1,15
1,10 Sobral II 230kV
1,05 Xingó 500kV
1,00
0,95
0,90
Tensão (pu)
0,85
0,80 Saída LT 500kV
0,75
0,70
por sobretensão
0,65
0,60 Saída do CE
0,55 Fortaleza
0,50
0,45
0,40
0,35
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90
Tem po (s)
Comentários do ONS sobre o item 2.2:
Não procede a informação da Chesf de que 65% da carga da região Nordeste teria
sido desligada nos primeiros 10 segundos após o início da perturbação. Conforme
demonstram os registros do sistema de supervisão do ONS, o corte total de carga
nessa região, nos primeiros 30 segundos após o início da perturbação, foi da ordem
de 4.600 MW, ou seja, 52% da carga total verificada no momento da perturbação
(8.884 MW). Desses 4.600 MW de carga cortada inicialmente, 3.300 MW foram por
atuação correta dos cinco estágios do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC
da região Nordeste e 1300 MW por atuação do SEP de subtensão da área Norte da
região Nordeste e, também, por rejeição natural de carga nessa área, em face da
perda do suprimento em 500 kV a essa área.
Ressalta-se que o gráfico apresentado no RAP no item 5.5.2, citado pela Chesf, visa
ilustrar o processo de recomposição das cargas ao longo de 7 horas. Não é possível
neste gráfico, em face das limitações da escala temporal, observar o comportamento
da carga da região Nordeste no período posterior à separação da região até o
desligamento de máquinas na UHE Xingó (cerca de 30 segundos).
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 92 de 121

93. Além disso, após o desligamento das máquinas das UHE Xingó e Paulo Afonso IV, o
sistema permaneceu com uma carga da ordem de 3.100 MW (35% e não de 9%
como indicado no gráfico da Chesf).
Um ponto vital que deve ser ressaltado é que, independente do valor da carga
remanescente do Sistema Nordeste, caso não tivesse ocorrido de forma
indevida o desligamento das máquinas das UHEs Xingó e Paulo Afonso IV, a
recomposição das cargas desligadas seria feita de forma muito mais rápida,
pois o parque gerador e a rede de transmissão estavam praticamente toda em
operação. A recomposição do sistema a partir do blecaute total é muito mais
complexa, difícil e demorada. Além disso, a recomposição do Sistema Nordeste
foi bastante prejudicada pelos problemas verificados nos equipamentos de
autorestabelecimento (Black Start) da usina de Xingó.
2.3. Colapso de Tensão e Atuação das Proteções de Perda de Sincronismo (PPS) das
interligações
Após a abertura dos disjuntores na SE Luiz Gonzaga, a frequência do sistema
permaneceu próxima de 60 Hz, mas ocorreu um severo colapso de tensão nas áreas
Norte, Oeste e Sudoeste do sistema Nordeste. Nesta ocasião as linhas de
transmissão 500 kV 05V1 Luiz Gonzaga/Milagres e 05C4 Luiz Gonzaga/Sobradinho
não desligaram, permanecendo energizadas em vazio sobre as SE Milagres e
Sobradinho, respectivamente.
Este colapso de tensão foi decorrente da elevação do fluxo nas interligações
Norte/Nordeste e Sudeste/Nordeste e provocou a atuação das Proteções de Perda de
Sincronismo (PPS) dessas interligações nos trechos Rio das Éguas/Bom Jesus da
Lapa II, pertencente ao agente Taesa, e Teresina II/Sobral III. De acordo com os
registros disponíveis, o fluxo na interligação Norte/Nordeste no eixo Presidente
Dutra/Teresina, que já estava operando em níveis elevados, sofreu uma elevação de
50%.
O rápido colapso de tensão e a atuação das Proteções de Perda de Sincronismo
(PPS) provocaram uma perda descontrolada de cargas, em parte pela atuação de
esquemas de alívio de carga por subtensão na área Norte e em parte pelos
afundamentos de tensão que levaram a uma rejeição natural de cargas e aos
desligamentos de linhas de transmissão de 230 kV por proteções de distância. Por
exemplo, ocorreu o desligamento das linhas de transmissão 230 kV 04F2 Irecê/Bom
Jesus da Lapa e 04F1 Senhor do Bonfim/Irecê, desenergizando a SE Irecê, e da linha
de transmissão 230 kV 04L1 Piripiri/Sobral II pela atuação de proteções de distância
em primeira zona.
As Figuras 2.a e 2.b mostram os registros de tensão e corrente na linha de
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 93 de 121

94. transmissão 230 kV 04F2 Irecê/Bom Jesus da Lapa durante o colapso de tensão,
indicando a ocorrência de um centro elétrico próximo da SE Irecê, com a tensão
nesta subestação atingindo 0,26 pu.
Figura 2.a
Corrente LT 04F2 IRE-BJS (00:20:33)
800
700
600 Ia
Ib
500
Corrente (A)
Ic
400
300
200
100
0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0
Tempo (s)
Figura 2.b
Tensão 230kV IRE (00:20:33)
1,40
1,30
1,20
1,10
1,00
0,90
Tensão (pu)
0,80
0,70
0,60
0,50 Va
0,40 Vb
0,30
Vc
0,20
0,10
0,00
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0
Tem po (s)
Além do intercâmbio que estava sendo praticado no momento da ocorrência, um dos
fatores que contribuíram para o rápido colapso de tensão foi o histórico e conhecido
comportamento dinâmico das cargas da área Norte do sistema Nordeste,
normalmente observado nos períodos de verão com o uso intenso de ar
condicionado, e a presença de geração eólica com máquinas de indução, que
acessam a Rede Básica em 230 kV e o sistema de distribuição da Coelce em 69 kV.
Os efeitos tendem a aumentar os afundamentos de tensão e não são considerados
nos estudos realizados pelo ONS para definir os ajustes das Proteções de Perda de
Sincronismo (PPS) e os limites de intercâmbio.
Ressalta-se que no item 8.2.7 (h) do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede é
estabelecida a necessidade da representação da carga pelo modelo dinâmico.
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 94 de 121

95. Comentários do ONS sobre o item 2.3:
Não procede a informação da Chesf de que o colapso de tensão verificado na
perturbação estaria associado ao intercâmbio praticado e ao comportamento
dinâmico das cargas da área Norte da região Nordeste. Deve-se ressaltar que o
comportamento da tensão na perturbação está diretamente relacionado à perda
de sincronismo das unidades geradoras da região Nordeste em relação às
demais máquinas do SIN.
Registre-se que o ONS tem modelado e simulado de forma adequada o
comportamento da carga do SIN, em particular da região Nordeste, fato que vem
sendo comprovado por meio da comparação dos resultados de simulações dinâmicas
e registros de oscilografia. No caso da carga da área Norte da região Nordeste,
citada pela Chesf, o acompanhamento de seu comportamento dinâmico vem sendo
realizado há mais de 8 anos, sendo considerados satisfatórios os resultados obtidos,
demonstrando que o modelo utilizado pelo ONS é adequado.
No caso de oscilações eletromecânicas instáveis, a abertura de interligações por
atuação de proteções de perda de sincronismo, que estejam adequadamente
ajustadas, permite minimizar as excursões de tensão no sistema, atenuando as
conseqüências para o sistema interligado, principalmente para os consumidores, e,
sobretudo, evitando a propagação da perturbação para outras áreas do SIN.
A definição de ajustes para as proteções de perda de sincronismo baseia-se na
análise do comportamento dinâmico do sistema em diversas condições, bem como
em aspectos específicos dos esquemas e relés de proteção disponíveis. Em
particular, no caso das interligações com a região Nordeste, os ajustes adotados ao
longo da última década vêm se mostrando adequados, conforme demonstram as
análises das perturbações que envolveram a separação da região Nordeste.
Na perturbação em questão, a configuração que resultou da perda das duas barras
de 500 kV na SE Luiz Gonzaga, provocou dois fenômenos distintos: (i) perda de
sincronismo das máquinas da região Nordeste, com atuação correta das proteções
de perda de sincronismo dos troncos de 500 kV e (ii) perda do suprimento em 500 kV
à área Norte da região Nordeste, com a abertura da LT 500 kV Luiz
Gonzaga/Milagres, uma vez que a LT 500 kV São João do Piauí/Milagres já havia
sido desligada para intervenção de emergência.
Nas condições observadas, a abertura da LT 230 kV Piripiri/Sobral por atuação da
respectiva proteção de distância pode ser considerado um evento natural e esperado,
praticamente inevitável, considerando a abrupta variação de impedância observada
quando da perda dos troncos de 500 kV de suprimento à área Norte da região
Nordeste. Neste caso, a proteção de distância identifica a oscilação de potência
como sendo um curto-circuito.
No caso das LTs 230 kV Irecê/Bom Jesus da Lapa e Irecê/Senhor do Bonfim, o
desligamento das duas LTs não era esperado. Ressalta-se que o fenômeno foi visto
pela primeira zona da unidade de distância de duas linhas distintas, o que já seria
indicativo de algum problema de ajuste das proteções de distância. Faz-se
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 95 de 121

96. necessária uma reavaliação, pela Chesf, dos ajustes de proteção de distância das
referidas LTs de 230 kV.
2.4. Atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC)
Após a atuação das Proteções de Perda de Sincronismo (PPS) ocorreu uma queda
da frequência, que levou a atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga
(ERAC), até o último estágio. Nesta ocorrência, a exemplo de outras anteriores, a
frequência atingiu 56,4 Hz, violando o limite de frequência mínima (57 Hz)
estabelecido no item 8.8.4 do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede
(Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos, revisão 1.1, vigência 16.09.2010).
Com a violação do limite de 57 Hz, ocorre o desligamento automático de geradores
térmicos e eólicos, conectados na Rede Básica e nos sistemas de distribuição. As
proteções de subfrequência desses geradores são normalmente ajustadas
considerando o limite mínimo (57 Hz) definido nos Procedimentos de Rede. Com o
desligamento desses geradores o desequilíbrio carga-geração aumenta e o colapso
de frequência é mais severo, sendo controlado apenas pelo parque gerador
hidráulico da Chesf. Nota-se nesta perturbação o efeito de aumento da carga em
decorrência do desligamento de geradores nos sistemas de distribuição como
mostram, por exemplo, os registros apresentados nas Figuras 3.a, 3.b e 3.c.
Estas Figuras mostram a tensão na barra de 230 kV da subestação Bom Jesus da
Lapa e o fluxo na linha de transmissão 230 kV Bom Jesus da Lapa/Barreiras. Como
pode ser observado, os geradores presentes no regional Barreiras foram desligados
quando a frequência atingiu 56,5 Hz, ou seja, cerca de 0,7s após a frequência cair
abaixo de 57 Hz.
Em ocorrências anteriores, a Chesf já vem alertando o ONS para as consequências
da violação do limite mínimo de frequência estabelecido nos Procedimentos de Rede
e para os riscos decorrentes quanto à segurança do sistema, conforme E-mail
encaminhado ao ONS em 05.05.2010, às 17h37.
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 96 de 121

97. Figura 3.a
Tensão 230kV BJS
1,15
1,10
1,05
1,00
0,95
Tensão (pu)
0,90
0,85
0,80
0,75 Va
0,70
Vb
0,65
Vc
0,60
0,55
0,50
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tem po (s)
Figura 3.b
Fluxo LT 04L1 BJS-BRA
60
50
40
30
20
Fluxo MW, Mvar
10 MW
0 Mvar
-10
-20
-30
-40
-50
-60
-70
-80
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tem po (s)
Figura 3.c
Frequência do Sistema (BJS)
61,5
61,0
60,5
60,0
59,5
Fluxo MW, Mvar
59,0
58,5
58,0
57,5
57,0
56,5
56,0
55,5
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Tem po (s)
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98. Comentários do ONS sobre o item 2.4:
O ONS não concorda com as posições colocadas pela Chesf quanto à concepção e
desempenho do ERAC da região Nordeste pelas razões abaixo.
Em resposta ao e-mail encaminhado pela Chesf em 05/05/2010, o ONS esclareceu,
através de e-mail datado de 25/05/2010 às 10h27, que a freqüência mínima adotada
de 56 Hz para revisão do ERAC da região Nordeste está de acordo com o
estebelecido nos Procedimentos de Rede, conforme subitens 8.8.4.1 e 8.8.4.2 do
Submódulo 23.3.
Deve-se registrar que em 2004 foi feita a revisão do ERAC das regiões Norte e
Nordeste, esquema que é acompanhado a cada seis meses pelo ONS juntos aos
agentes. No relatório emitido referente à revisão deste ano, o corte de carga foi
dimensionado considerando uma frequência mínima de 56 Hz nessas regiões, com a
aprovação de todos os agentes.
O e-mail citado pela Chesf, de 05/05/2010, refere-se à ocorrência de 10/02/2010, na
qual a freqüência atingiu o valor mínimo de 56,3 Hz. No relatório de análise da
referida perturbação (ONS RE 3/035/2010), estão indicados, apenas, os
desligamentos da UTE Jesus Soares Pereira (com 30 MW) e Rômulo Almeida (com
25 MW). Cabe destacar que não houve indicação clara dos motivos dos
desligamentos dessas unidades térmicas.
No dia 24/09/2010, em outra perturbação que atingiu a região Nordeste (Relatório de
Análise de Perturbação ONS RE 3/228/2010), a freqüência teve como valor mínimo
57,13 Hz. No instante da perturbação, encontravam-se sincronizadas as UTEs Jesus
Soares Pereira (com 191 MW), Rômulo Almeida (com 36 MW), Celso Furtado (com
159 MW), Termopernambuco (com 512 MW), Fortaleza (315 MW), Termoceará (220
MW), Camaçari Pólo (com 128 MW) e Camaçari Muricy (144 MW). Nessa
oportunidade, ocorreram os desligamentos da TG2 da UTE Fortaleza, por extinção
da chama, e da UG05 da UHE Xingó por problema local em seus serviços auxiliares,
rejeitando 385 MW de geração.
No dia 25/09/2010, em outra perturbação envolvendo a região Nordeste, a
freqüência mínima foi de 56,7 Hz. Novamente, ocorreu a perda de 314 MW de
geração da UTE Fortaleza devido à extinção da chama e não por subfreqüencia.
Como pode ser observado, tem ocorrido desligamentos de unidades térmicas e até
mesmo de hidráulicas, por motivos que não estão diretamente relacionados à
operação em subfreqüencia. Ainda assim, a freqüência mínima de 56 Hz de
dimensionamento do ERAC tem sido respeitada.
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 98 de 121

99. 2.5. Sobretensões Dinâmicas e Excedente de Potência Reativa Capacitiva no Sistema
O corte por subtensão, a rejeição natural e o alívio de cargas por subfrequência,
juntos, representaram uma perda de 65% da carga do sistema Nordeste. Com esta
perda descontrolada houve a recuperação dos níveis de tensão com sobrefrequência
de 61 Hz. Com o fim do efeito do comportamento dinâmico das cargas, permaneceu
um excedente de potência reativa capacitiva no sistema, levando a uma condição de
sobretensões dinâmicas e absorção de potência reativa nos geradores
remanescentes e nos compensadores síncronos e estáticos.
Neste período ocorreu o desligamento do compensador estático de Fortaleza, com
uma absorção de potência reativa de -180 Mvar, equivalente a uma sobrecarga
superior a 40% nos reatores controlados e nas válvulas de tiristores. O desligamento
do compensador estático elevou ainda mais os níveis de sobretensão e a absorção
de potência reativa nos geradores remanescentes. As Figuras 4.a e 4.b mostram as
grandezas registradas no compensador estático de Fortaleza no momento da
ocorrência.
Figura 4.a
Tensão 230kV FTZ (00:20:33)
1,20
1,15
1,10
1,05
1,00
0,95
0,90
Tensão (pu)
0,85
0,80
0,75
0,70 Va
0,65
Vb
0,60
0,55 Vc
0,50
0,45
0,40
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Tem po (s)
Figura 4.b
Potência reativa CE FTZ (00:20:33)
250
200
150
100
50
Mvar
0
-50
-100
-150
-200
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Tem po (s)
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 99 de 121

100. As sobretensões dinâmicas e o desligamento do compensador estático de Fortaleza,
que estava operando em sobrecarga, foram decorrentes de um excesso de potência
reativa capacitiva no sistema. Este excedente também levou à atuação generalizada
de esquemas e proteções de sobretensão, desligando bancos de capacitores e
linhas de transmissão e inserindo reatores.
Após a atuação dos esquemas de alívio de carga, durante cerca de 30s os níveis de
sobretensão dinâmica em várias barras de 500 kV, 230 kV e 69 kV de subestações
do sistema Nordeste violaram os limites de emergência estabelecidos no item 5.3.2
do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede (Diretrizes e Critérios para Estudos
Elétricos, revisão 1.1, vigência 16.09.2010), evidenciando a insuficiência de recursos
de compensação reativa capazes de restabelecer o perfil de tensão desejado.
Neste período, com níveis de tensão elevados, os geradores das UHE Xingó e Paulo
Afonso IV estavam operando com absorção de potência reativa elevada, com
atuação correta de Limitadores de Excitação Mínima (MEL).
Em outras ocorrências a Chesf já alertou o ONS sobre o problema do excesso de
potência reativa capacitiva no sistema, inclusive com ocorrências de desligamentos
de geradores por absorção de potência reativa elevada (E-mail encaminhado ao
ONS em 12.02.2009 às 11h33min, 13.05.2009 às 9h20min e em 01.02.2011 às
11h50min). Em regime permanente o sistema está operando com uma reserva
insuficiente de potência reativa indutiva, levando o ONS a praticar o chaveamento de
linhas de transmissão para controle de tensão, em condições de carga leve, de
forma não recomendada. A solução já apresentada pela Chesf para contornar este
problema foi a instalação de reatores manobráveis de barra nas subestações 500 kV
Quixadá e Sobral III.
Comentários do ONS sobre o item 2.5:
Ao contrário do que afirma a Chesf, o desligamento das unidades geradoras da
UHE Xingó não está associado aos valores de potência reativa absorvida por
essas unidades, considerando que houve a atuação correta dos seus
Limitadores de Excitação Mínima (MEL), o que garantiu a operação dessas
unidades dentro das suas faixas operativas permitidas, conforme texto acima
da própria Chesf.
Referente ao problema de excesso de potência reativa capacitiva no sistema
mencionado pela Chesf, correlacionando o assunto aos e.mails encaminhados ao
ONS em 12.02.2009 às 11h33, 13.05.2009 às 9h20 e 01.02.2011 às 11h50, o ONS
respondeu às questões levantadas pela Chesf com os devidos esclarecimentos
através dos e-mails enviados em 13.05.2009 às 09h57 e 25.02.2011 às 12h33.
Registra-se que não há qualquer correlação com a perturbação ocorrida no dia 04/02,
em razão do sistema encontrar-se em condição de carga média, sendo o problema
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 100 de 121

101. de excesso de reativo levantado à época pela Chesf associado apenas ao período de
carga leve/mínima.
Quanto à questão das sobretensões dinâmicas, são feitos os seguintes comentários.
As condições a que foi submetida a área Norte da região Nordeste são bastante
distintas das condições observadas nas demais áreas da região Nordeste. Nessa
área verificou-se elevado corte de carga (1.300 MW), por atuação de ERAC, SEP de
subtensão e rejeição natural, o que justifica a condição severa de elevada absorção
de potência reativa a que foi submetido o Compensador Estático de Fortaleza.
Nestas condições, o desligamento do CE de Fortaleza justificaria a atuação de
proteções de sobretensão instantâneas na SE Quixadá, associadas às LTs 500 kV
Quixadá/Milagres e Quixadá/Fortaleza II. Ressalta-se que não foram registrados
outros desligamentos por atuação de proteções de sobretensão – temporizada ou
instantânea – na área Norte, indicando que as aberturas foram suficientes para
compensar o desligamento do CE de Fortaleza, controlando o perfil de tensão da
área.
Nas demais áreas da região Nordeste não há registro da atuação de proteções de
sobretensão instantânea. Foi verificado um único caso de atuação de proteção de
sobretensão temporizada, que foi da LT 500 kV Jardim/Camaçari II. Neste sentido, ao
contrário do que afirma a Chesf, não foi verificada atuação generalizada de proteções
de sobretensão na região Nordeste. Este fato pode ser comprovado pela ausência de
registros de outros desligamentos de linhas por atuação de proteções de sobretensão
fora da área Norte da região Nordeste, além da LT 500 kV Jardim/Camaçari II.
2.6. Colapso de tensão e frequência
Durante o período de sobretensões dinâmicas, a carga do Nordeste já estava
reduzida para cerca de 35% do valor antes da perturbação, com um excedente de
potência reativa capacitiva no sistema. Nestas condições os geradores da UHE
Xingó estavam operando com absorção de potência reativa elevada, com atuação
correta de Limitadores de Excitação Mínima (MEL). As variações de tensão na barra
de 500 kV da UHE Xingó levaram à atuação do relé de subtensão dos serviços
auxiliares e ao desligamento das unidades geradoras, iniciando pela unidade
geradora 01G2 no instante indicado na Figura 1.a, provocando o colapso de tensão e
frequência, chegando a frequência mínima a atingir 46 Hz, verificado no período final
da perturbação.
O desligamento do gerador 01G2 foi decorrente de uma condição de operação
extrema do sistema Nordeste, não prevista e não analisada pelo ONS. Conforme
comportamento de tensão e frequência mostrado nas Figuras 1.a e 1.b, foi iniciado o
colapso de tensão e de frequência do sistema com a saída da primeira unidade
geradora da UHE de Xingó.
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102. Comentários do ONS sobre o item 2.6:
Ao contrário do que afirma a Chesf, o desligamento das unidades geradoras da
UHE Xingó não está associado às condições operacionais do Sistema Nordeste
durante a perturbação e tampouco aos valores de potência reativa absorvida por
essas unidades, considerando que houve uma atuação correta dos seus
Limitadores de Excitação Mínima (MEL), o que garantiu a operação dessas
unidades dentro das suas faixas operativas permitidas, conforme texto acima da
própria Chesf. O desligamento destas máquinas foi provocado pelo ajuste
inadequado do relé de subtensão atualmente utilizado no automatismo de
comutação dos serviços auxiliares, conforme detalhado nos comentários do ONS
referente ao item 3 deste documento.
É conveniente dizer que os limitadores de subexcitação de unidades geradoras
têm por objetivo limitar a absorção de potência reativa por essas unidades,
mantendo esta absorção em níveis adequados, de modo a não provocar sua perda
por instabilidade das mesmas. Desta forma, sua atuação correta deve manter as
unidades operando em níveis de tensão adequados, inclusive compatíveis com a
tensão de alimentação de seus serviços auxiliares.
2.7. Em vista do comentado nos itens anteriores, o relatório em foco deve incluir as seguintes
recomendações para o ONS:
2.7.1. Realizar estudos para reavaliar ajustes das Proteções de Perda de
Sincronismo (PPS), considerando a dinâmica da carga, a presença de geração
conectada na Rede Básica e nos sistemas de distribuição, inclusive eólicas e
térmicas.
2.7.2. Realizar estudos para reavaliar limites de intercâmbio e de potência
sincronizada, respeitando a frequência mínima de 57 Hz, considerando as
contingências previstas nos Procedimentos de Rede e a presença de geração
conectada na Rede Básica e nos sistemas de distribuição, inclusive eólicas e
térmicas, visando aumentar a margem de segurança do sistema, evitando os
desligamentos indesejados destas usinas.
2.7.3. Realizar estudos para reavaliar a compensação de potência reativa indutiva
nas áreas Norte e Oeste do sistema Nordeste, considerando a instalação de
reatores de barra de 500 kV nas SE Quixadá e Sobral III, visando aumentar a
margem de segurança do sistema durante perturbações.
2.7.4. Considerar nos estudos elétricos para definição de intercâmbio, a contingência
de perda dupla de linhas de transmissão ou perda de barras, conforme
estabelecidos nos itens 5.2.5 e 5.2.6 do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de
Rede (Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos, revisão 1.1, vigência
16.09.2010), disponibilizando os limites para os operadores de tempo real.
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103. Comentários do ONS sobre cada uma das recomendações acima:
2.7.1 – Esta recomendação não se aplica, tendo em vista que a atuação das
proteções de perda de sincronismo foi considerada satisfatória, tendo em vista que a
perda de sincronismo era iminente, conforme relatado no relatório de análise da
perturbação de 04/02/2011. Ressalta-se que na definição de ajustes para as
proteções de perda de sincronismo o ONS baseia-se na análise do comportamento
dinâmico do sistema em diversas condições, bem como em aspectos específicos dos
esquemas e relés de proteção. Em particular, no caso das interligações com a região
Nordeste, os ajustes adotados ao longo da última década vêm se mostrando
adequados, conforme demonstram as análises das perturbações que envolveram a
separação da região Nordeste, conforme RAPs RE ONS-3-035/2010 - ocorrência no
dia 10.02.2010 às 14h31, RE ONS-3-205/2010 - ocorrência no dia 07.09.2010 às
16h45 e RE ONS-3-228/2010 - ocorrência nos dias 24 e 25.09.2010 às 13h45 e 12h03
respectivamente.
2.7.2 – Esta recomendação já é atendida pelo ONS em caráter permanente, uma
vez que o dimensionamento do ERAC das regiões Norte e Nordeste é acompanhado a
cada seis meses pelo ONS juntos aos agentes, e o seu desempenho é avaliado em
cada perturbação. Com relação à freqüência mínima a ser respeitada durante
contingências, esta questão já foi abordada na resposta ao item 2.4.
2.7.3 – A reavaliação da compensação de potência reativa do sistema elétrico da
região Nordeste tem sido uma preocupação permanente da EPE e do ONS, a exemplo
da instalação recente de mais um reator de barra na SE 500 kV Fortaleza II. Além do
mais, o problema de excesso de potência reativa capacitiva no sistema, mencionado
pela Chesf, já foi adequadamente comentado no item 2.5.
2.7.4 – Esta recomendação não procede. Conforme abordado anteriormente, o ONS
vem observando rigorosamente na definição dos limites de transmissão praticados
todos os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Cabe destacar mais uma
vez que as linhas 500 kV Sobradinho/Luiz Gonzaga não compartilham uma mesma
estrutura e não se tem registros da perda dupla dos dois circuitos. Além do mais não
se tem registros de condições climáticas adversas nem de queimadas ao longo de
todo o percurso das linhas, que justificasse a consideração da perda dupla das
mesmas. Por esta razão, estes limites não são calculados nos estudos de
planejamento da operação.
3. Desligamento das unidades geradoras da UHE Xingó
(Assunto referido nos itens 3.11, 5.4.12, 5.4.13, 7.1.6 e 9.1.3 do RAP ONS)
3.1. Após as atuações dos esquemas de controle de emergência, o sistema atingiu um
novo ponto de operação, com equilíbrio de frequência e variações de tensão que
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 103 de 121

104. perduraram por aproximadamente 40s, provocando a absorção elevada de potência
reativa por parte das unidades geradoras. Essa situação, agravada pelo
desligamento de linhas de transmissão de 500 kV, por atuação de proteções de
sobretensão, foi decisiva para que as unidades geradoras da UHE Xingó atingissem
um nível de subtensão de 0,89 pu, conforme registro do Centro de Controle de Xingó
(CCX), suficiente para a atuação correta do relé de subtensão que monitora a tensão
nos serviços auxiliares, para comutação de fontes de alimentação, provocando o
desligamento automático em cinco unidades.
A atuação foi correta considerando que o ajuste implantado é de 0,90 pu e foi
definido na fase de projeto da UHE Xingó, tendo como referência a norma ABNT-
NBR 17094 sobre máquinas elétricas – motores de indução, não sendo vislumbrada
até o presente momento necessidade de alteração deste ajuste. Portanto,
diferentemente do que afirma o relatório ONS, a tensão terminal das unidades
geradoras não se encontrava entre 90 e 93%, informação esta já prestada pela Chesf
ao ONS, por diversas vezes.
3.2. Em vista do comentado anteriormente, é improcedente a recomendação do item 9.1.3
do relatório ONS, posto que se trata de filosofia de projeto e fabricação dos auxiliares
eletromecânicos das unidades geradoras, sendo necessário estudo com a
participação do projetista e fabricantes.
Portanto, a recomendação para a Chesf que está no relatório ONS deve ser
substituída pela seguinte: Realizar estudos para reavaliar a filosofia do automatismo
de comutação dos serviços auxiliares da UHE Xingó, preservando os requisitos de
segurança estabelecidos no projeto e a recomendação da norma ABNT-NBR 17094,
de forma a garantir a integridade dos equipamentos auxiliares das unidades
geradoras, durante condições impostas pelo sistema, onde as máquinas operem
transitoriamente com elevada subexcitação. Prazo: Junho/2011.
Comentários do ONS sobre os itens 3.1 e 3.2:
Ao contrário do que afirma a Chesf, o desligamento das unidades geradoras da
UHE Xingó foi provocado pelo ajuste inadequado do relé de subtensão atualmente
utilizado no automatismo de comutação dos serviços auxiliares.
Considerando as práticas utilizadas nas demais usinas hidroelétricas, o valor de ajuste
do relé de subtensão, atualmente implantado em Xingó, referente ao automatismo de
comutação dos serviços auxiliares, está elevado para a finalidade a que se propõe. O
ajuste associado ao relé de subtensão responsável por esta transferência de fonte de
alimentação dos serviços auxiliares não tem por objetivo garantir a integridade dos
equipamentos auxiliares das unidades geradoras, os quais possuem proteção própria. O
ajuste deve ser inferior a 80% da tensão nominal para garantir a adequada atuação do
esquema.
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105. Registramos, a titulo de exemplos, os ajustes dos relés de subtensão que provocam
transferência de fonte de alimentação dos serviços auxiliares em algumas usinas do SIN:
· Itaipu - 70%
· Furnas - Serra da Mesa - 50%
· COPEL-GT - Gov. José Richa - 70%
· COPEL-GT - Gov. Ney Braga - 62%
· COPEL-GT - Gov. Bento Munhoz - 60%
Os limitadores de subexcitação das Unidades Geradoras têm por objetivo limitar a
absorção de potência reativa por essas unidades, mantendo-a em níveis adequados de
modo a evitar a sua perda por instabilidade. Desta forma sua atuação correta deve
manter as unidades operando em níveis de tensão adequados, inclusive compatíveis
com a tensão de alimentação de seus auxiliares.
O esquema de transferência da fonte de alimentação dos serviços auxiliares está
associado e é fundamental no processo de parada das máquinas, e deve se basear na
filosofia de detecção de falta de tensão na fonte principal, após o comando de parada,
para evitar que as mesmas parem sem tensão nos Centros de Controle de Motores.
Portanto, com base no exposto acima, reiteramos a recomendação de reajustar
estes relés de subtensão em caráter de urgência, considerando o risco de
desligamentos de unidades geradoras desta usina em ocorrências similares, como
já se verificou em ocorrências anteriores podendo inclusive acarretar em novo
colapso na região Nordeste.
Neste sentido, o RAP ONS-RE-3-228/2010, referente à ocorrência do dia 24/09/2010,
constatou o desligamento indevido da unidade 01G5 da UHE Xingó, com o seguinte
diagnóstico: “Houve ainda o desligamento da UG05 da UHE Xingó, por problema local
em seus serviços auxiliares, durante tentativa sem sucesso de comutação da sua
alimentação, rejeitando cerca de 385 MW de geração”. Decorrente dessa anormalidade,
foi registrado nesse RAP a seguinte providência tomada pela Chesf: “A CHESF realizou
intervenção e corrigiu a causa da atuação incorreta da proteção de subtensão dos
serviços auxiliares da UG05, da UHE Xingó, durante distúrbio ocorrido no SIN no dia
24/09/2010, às 14h26min”. Registre-se que os desligamentos de máquinas de Xingó nas
perturbações dos dias 24/09/2010 e 04/02/2011 ocorreram em situações similares,
envolvendo a perda dos serviços auxiliares desta usina.
Tendo em vista que nesta ocorrência foi verificada novamente a atuação indevida
da proteção de subtensão dos serviços auxiliares, em razão de estar ajustada em
valores elevados, conforme já comentado anteriormente, conclui-se que o
problema principal não foi resolvido pela Chesf.
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106. 4. Desligamento das unidades geradoras da UHE Paulo Afonso IV
(Assunto referido nos itens 3.11, 5.4.12 e 9.1.4 do RAP ONS)
Ao contrário da afirmação do ONS em seu relatório, o desligamento das unidades
geradoras da UHE Paulo Afonso IV, foi correto. Por conta do colapso de tensão no
sistema elétrico, ocorreu o desligamento das referidas unidades geradoras, por atuação
correta da proteção de sobrecorrente dos trafos de excitação, devido ao rápido
incremento da corrente. Esta elevação da corrente levou à atuação dos relés de
sobrecorrente dos trafos de excitação, tendo em vista que os limitadores das correntes
de campo dos reguladores de tensão das unidades geradoras desta usina, por projeto,
admitem uma excursão momentânea desta corrente em transitórios, o que justifica a
recomendação sugerida no item 9.1.4.
Comentários do ONS:
A afirmação da Chesf não procede, uma vez que ficou caracterizada uma descoordenação
entre as atuações dos relés de sobrecorrente dos transformadores de excitação das
unidades geradoras da UHE Paulo Afonso IV, os limitadores de corrente de campo dos
reguladores de tensão, bem como os demais limitadores do sistema de excitação. Essa
atuação foi incorreta devido ao fato de que o relé não permitiu a elevação transitória da
corrente de campo, comportamento normal do sistema de excitação, conforme informado
pela própria Chesf.
Convém ressaltar que este modo de operação do sistema de excitação é encontrado
na maioria das usinas do SIN e é absolutamente necessário que os relés de
sobrecorrente dos transformadores de excitação sejam coordenados com os
limitadores, de modo a evitar desligamentos indevidos de unidades geradoras.
5. Desligamento da LT 500 kV 05C4 Luiz Gonzaga/Sobradinho durante o processo de
normalização e restabelecimento do sistema
(Assunto referido nos itens 5.5.4.2, 7.3.7 e 9.1.10 do RAP ONS)
5.1. O valor de corrente verificado na linha de transmissão 500 kV 05C4 Luiz
Gonzaga/Sobradinho foi superior a 2.300 A relatado insistentemente no item 5.5.4.2
do relatório ONS. Essa informação já foi repassada por diversas vezes ao ONS,
inclusive através do próprio registro oscilográfico da referida linha de transmissão
registrou valores superiores a 2.500 A, conforme tabela abaixo e Figura 5, o que
corresponde a quase 70% de sobrecarga. O carregamento imposto violou
perigosamente o seu limite de operação que era de 1.500 A, colocando em risco a
integridade dos transformadores de corrente e dos dispositivos de proteção
associados.
O limite de 1.500 A é do conhecimento do ONS, de acordo com a Referência Técnica
“Cadastro de Limites Operacionais de Linhas de Transmissão de 500/230 kV Centro
RE 3-0032/2011 Análise da Perturbação do dia 04/02/2011 à 00h21min envolvendo parte dos Estados da Região Nordeste. Pág 106 de 121

107. da Região Nordeste – CD-CT.NE.5 CT.02”, do Submódulo 10.18 dos Procedimentos
de Rede. O item 7.3.7 do relatório ONS deveria dar ênfase a esses aspectos,
caracterizando a ocorrência de sobrecarga na citada linha de transmissão, motivada
por falha na coordenação e controle da tomada de carga e a alocação da geração,
por parte do ONS, durante o processo de recomposição.
Comentários do ONS:
Minutos antes do desligamento automático da LT 500 kV Luiz Gonzaga/Sobradinho
05C4, o ONS já havia autorizado o religamento das LTs 500 kV Xingó / Messias e
500 kV Luiz Gonzaga/Milagres, e por conseguinte o eixo Milagres/Quixadá/Fortaleza
II, as quais neste momento já estavam em processo de normalização, faltando
apenas a Chesf concluir o fechamento do anel de 500 kV na SE Quixadá (carga em
percurso), o que implicaria na redução do carregamento na LT 500 kV 05C4 Luiz
Gonzaga/Sobradinho, em função do restabelecimento de cargas.
A elevação do fluxo nesta LT foi ocasionada pela rápida tomada de carga das
unidades geradoras pela Chesf, de forma descoordenada, com o objetivo de elevar o
despacho ao valor mínimo da faixa operativa. No entanto, o despacho de 3 máquinas
de Xingó foi elevado para 3 x 450 MW, e não para o valor mínimo de 3 x 310 MW.
Além disso, em Paulo Afonso IV, o despacho de 2 máquinas foi elevado para 2 x 240
MW. Isto significou uma rampa praticamente instantânea de 1.830 MW. Desta forma,
a elevação da geração deu-se de forma rápida e bastante superior ao processo de
tomada de carga, provocando como consequência a elevação do fluxo na LT 500 kV
Luiz Gonzaga/Sobradinho 05C4.
Assim, deverão ser estabelecidos procedimentos visando aperfeiçoar o processo de
coordenação na tomada de carga e alocação de geração, conforme recomendação já
contemplada no item 9.2.5 do RAP: “Reavaliar, em conjunto com os agentes de
geração, o processo de restabelecimento de carga e geração visando contemplar a
possibilidade de operação das unidades geradores na faixa proibida, de forma a
garantir a adequada coordenação entre a elevação de geração nas usinas e o
restabelecimento de carga no sistema”.
Valores de Corrente e Tensão registrados 01 ciclo antes da abertura da linha de transmissão
500 kV 05C4 Luiz Gonzaga/Sobradinho
Ia (A) Ib (A) Ic (A) Vab (kV) Vbc (kV) Vca (kV)
2.502 2.551 2.508 500 504 501
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108. Figura 5
O relatório do ONS omite o real impacto do desligamento por sobrecarga da linha de
transmissão 500 kV 05C4 Luiz Gonzaga/Sobradinho na recomposição. Nas versões
anteriores, o ONS não relatou o desligamento de 2 unidades geradoras na UHE
Xingó (01G3 e 01G4) e 3 unidades geradoras na UHE Luiz Gonzaga (01G3, 01G5 e
01G6). Além disso, na versão atual é minimizada a perda de carga nas subestações
de Cotegipe, Pituaçu e Camaçari II, assim como não são relatadas as sobretensões
dinâmicas e sobrefrequência que atingiu 67,1 Hz, estabilizando em 61 Hz durante
cerca de 20 minutos. Ainda nesta ocasião verificou-se o desligamento por
sobretensão das linhas de transmissão 500 kV 05S4 Paulo Afonso IV/Olindina e 05L4
Olindina/Camaçari II. Outrossim, o ONS não comenta em seu relatório que antes do
desligamento da linha de transmissão 500 kV 05C4 Luiz Gonzaga/ Sobradinho, o
ONS foi alertado pelo tempo real da Chesf da condição de sobrecarga na mesma.
Comentários do ONS:
A afirmação de omissão do real impacto desta ocorrência não é verdadeira, pois
todas as perdas tanto de carga quanto de geração estão contempladas no RAP
conforme pode ser observado no texto da página 38 e na tabela das páginas 54 e 74.
De forma a deixar ainda mais claras as informações, estamos incluindo no texto
correspondente a informação das máquinas desligadas.
Da mesma forma, não procede a afirmativa de alerta de sobrecarga, pois durante
a comunicação entre a CHESF e o ONS, conforme se observa nos registros de
gravação, a informação é de carregamento muito elevado o que não necessariamente
caracteriza a sobrecarga. Mesmo assim, o ONS já havia tomado ações, conforme
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109. mencionado no item anterior, no sentido de reduzir o carregamento elevado da
referida linha.
5.2. Em vista do comentado nos itens anteriores, o relatório ONS deve incluir a seguinte
recomendação para o ONS: Reciclar seus operadores quanto aos processos de
recomposição no sentido de que sejam obedecidos os limites operativos
estabelecidos pelos agentes, evitando a ocorrência de sobrecargas e riscos de danos
físicos nos ativos disponibilizados.
Comentários do ONS:
Essa recomendação não procede, uma vez que o ONS treina e recicla
permanentemente seus operadores, inclusive com processo de certificação
anual por entidade externa credenciada. Constata-se que nessa ocorrência todas
as práticas e procedimentos foram devidamente executadas, de acordo com os
Procedimentos de Rede, visando resguardar a segurança do sistema, como
exaustivamente comentado nos itens anteriores.
6. Outros Aspectos Relevantes
Além dos aspectos anteriormente citados, registra-se:
6.1. Operação prolongada com subfrequência. Diferente da sequência relatada nos
itens 3.11, 3.12, 7.1.6 e 7.1.7 do relatório ONS, as unidades geradoras 01G4 da
Usina de Xingó, 01G2, 01G3, 01G4, 01G5 e 01G6 da Usina de Luiz Gonzaga, 01G1
da Usina de Paulo Afonso I, 01G11 da Usina de Paulo Afonso III, 01G1 da Usina de
Apolônio Sales e 01G4 da Usina de Paulo Afonso II que teve danificado os
enrolamentos estatóricos, só saíram após os 7 minutos citados nos itens 3.12 e 7.1.7,
período este em que a ilha formada pela região Nordeste permaneceu com níveis de
tensão e frequência degradados, atingindo uma freqüência de 46 Hz, que culminou
com o colapso do sistema às 00h29.
Causa preocupação à Chesf as condições extremas, em termos de sobretensões e
subfrequência, a que os equipamentos foram submetidos durante a perturbação e
recomposição. Coincidentemente tem se observado uma incidência atípica de falhas
em equipamentos após a perturbação. A Chesf está realizando estudos para avaliar a
correlação dos fatos.
Recomenda-se ao ONS estudar as conseqüências para o suprimento das cargas e
para a operação dos equipamentos com níveis de tensão e frequência degradados,
definindo proteções sistêmicas adequadas para evitar o ocorrido.
Comentários do ONS sobre o item 6.1:
A recomendação 9.2.3 do RAP, que transcrevemos a seguir, já aborda esta questão:
“Elaborar estudos visando investigar a viabilidade de restabelecer as condições
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110. mínimas operativas através de procedimentos e/ou esquemas especiais que
permitam preservar áreas remanescentes do sistema, quando de situações
operativas precárias e/ou degradadas (tensão e freqüência)”. A constatação deste
fato, que somente pode ser identificado mediante o comportamento do sistema em
contingência deste porte, sempre deve servir como orientação para nortear ações
visando evitar sua repetição no futuro.
Ressalta-se que os níveis de tensão e frequência observados não são suficientes
para provocar danos em equipamentos. A alegada incidência atípica de falhas em
equipamentos da Chesf deve ser creditada ao desempenho dos próprios
equipamentos, não se justificando qualquer correlação dos fatos, pois a
suportabilidade dos equipamentos deve ser resguardada pela proteção intrínseca dos
próprios equipamentos.
6.2. Esquema de Falha de Disjuntores. Na última versão, o ONS procedeu a correção
do esquema representado na Figura 2 do item 3.13, conforme alertado pela Chesf
nos comentários apresentados nas versões anteriores. Não existe necessidade de
atuação simultânea das 3 funções representadas na porta AND para atuação do
esquema de falha de disjuntor.
Comentários do ONS sobre o item 6.2:
O ONS concordou com a correção do esquema proposta pela Chesf, e já
providenciou a devida correção no item 3.13 do RAP. Este fato não altera em nada as
conclusões do relatório.
6.3. Recomendação 9.1.1 do relatório do ONS. A Chesf esclarece que o prazo
estipulado de Dez/2012 se refere aos 12 terminais de proteção que ainda estão com
cadeias de proteção GE MOD III, para os quais envidará esforços no sentido de
reduzir esse prazo. A substituição das proteções eletromecânicas e estáticas dos
demais terminais de 500 e 230 kV seguirá o cronograma estabelecido no seu Plano
de Substituição de Cadeias de Proteção.
6.4. Recomendação 9.1.2 do relatório do ONS. A Chesf inicialmente havia concordado
em estabelecer o procedimento de inspeção detalhada nos sistemas de proteção,
para liberação de manobras de equipamentos desligados pela atuação de falha de
disjuntor especificamente para os terminais com cadeia GE MOD III, em função da
sua deficiência de supervisão de falhas internas e principalmente por estar aplicada
em subestações de 500 kV com arranjo em disjuntor e meio, onde a sua atuação
provoca apenas desligamentos parciais da instalação.
Nestas subestações, com arranjo em disjuntor e meio, a atuação de uma proteção
aciona o esquema de falha de dois disjuntores simultaneamente, que podem estar
numa condição de condução de corrente diferenciada, possibilitando a inibição
momentânea de um dos esquemas de falha de disjuntor. Esta situação não ocorre
nas subestações com barra simples ou barra dupla, onde a atuação do esquema de
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111. falha provoca o desligamento de todas as funções de transmissão conectadas à
barra, sendo desnecessária a introdução de inspeções detalhadas nos esquemas de
proteção, uma vez que os procedimentos atuais adotados já atendem a segurança
necessária. A adoção de procedimentos dessa natureza para realizar inspeções
detalhadas nos sistemas de proteção, usando operadores das instalações, além de
provocar atrasos desnecessários nos processos de recomposição, pode gerar
diagnósticos inadequados ou até mesmo a atuação acidental do esquema, por erro
humano ou por falha material do sensor de tensão usado.
Assim, a Chesf entende que a implantação destes procedimentos especiais de
inspeção detalhada nos sistemas de proteção, para liberação de manobras de
equipamentos desligados pela atuação de falha de disjuntor, deve se restringir às
subestações de 500 kV com arranjo em disjuntor e meio, com cadeias de proteção
estática e eletromecânica.
Comentários do ONS sobre o item 6.4:
O ONS mantém a recomendação de que a implantação desses procedimentos
especiais de inspeção detalhada deve envolver os setores de 500 kV e 230 kV das
instalações consideradas estratégicas, visando evitar a ocorrência de perturbações
similares.
6.5. Recomendação 9.1.10 do relatório ONS. A alteração da relação dos TC das linhas
de transmissão 500 kV 05C3 e 05C4 Luiz Gonzaga/Sobradinho só pode ser realizada
após conclusão dos estudos e devida programação executiva. A Chesf esclarece que
o prazo estipulado de Jul/2011 se refere à conclusão do estudo para revisão dos
ajustes. A implantação desses ajustes dependerá dos recursos necessários
determinados pelo estudo, e será oportunamente nivelada com o ONS.
Comentários do ONS sobre o item 6.5:
O ONS entende ser indispensável o estabelecimento de prazos pela Chesf de todas
as fases necessárias para implantação da medida recomendada.
6.6. Recomendação 9.1.11 do relatório ONS. A Chesf esclarece que a subestação de
Camaçari II já dispõe de dispositivo de controle que possibilita a recomposição da
área Sul pela interligação SE/NE e posterior fechamento do anel desta área Sul com
o restante do sistema Nordeste. Portanto, este recurso poderia ter sido utilizado
durante a ocorrência, caso o ONS tivesse solicitado. A Chesf, levando em conta a
solicitação do ONS constante somente na Versão 4 do RAP ONS, envidará esforços
para antecipação da implantação do dispositivo de medição de ângulo, previsto no
PMIS 2008/2011, de agosto para julho de 2011. Ressalta-se ainda que não existe
procedimento operativo do ONS disponibilizado para execução da ação pretendida.
Diante desta situação, considerando a existência do recurso, recomenda-se ao ONS
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112. agilizar a disponibilização do procedimento que possibilite a recomposição da área
Sul pela interligação SE/NE e posterior fechamento do anel desta área Sul com o
restante do sistema Nordeste.
Comentários do ONS sobre o item 6.6:
O ONS não concorda com esta recomendação. A última revisão dos estudos de
recomposição da área Sul foi concluída em agosto/2008 pelo ONS. Esta revisão
incluía, dentre outras, a opção de normalização da SE Camaçari II pela interligação
SE/NE, a qual não foi operacionalizada devido à inexistência de dispositivo de
medição angular na SE Camaçarí II, que é um requisito necessário para possibilitar o
fechamento de anel ou paralelo de forma segura. Além dos procedimentos existentes
àquela época para recomposição da SE Camaçari II, que eram a energização através
das LTs 500 kV Luiz Gonzaga/Olindina/Camaçari (S4/L4) e Paulo Afonso
IV/Olindina/Camaçari (S5/L5), o ONS utilizou-se desses estudos para acrescentar
mais um procedimento que foi o de recomposição da SE Camaçari II através das LTs
500 kV Xingó/Jardim/Camaçari (V6/L6).
Consultada à época, a CHESF informou que não dispunha de dispositivo de medição
angular para fechamento deste paralelo em Camaçari II na chegada da LT 500kV
oriunda de Olindina e Jardim. A implantação deste procedimento foi postergada,
sendo incluída a implantação deste recurso no Plano de Melhorias das Instalações de
Interesse Sistêmico (PMIS-133/2008).
O dispositivo de controle informado pela CHESF como já disponível, é um relé de
verificação de sincronismo, cujos ajustes internos servem de parâmetro para o
fechamento do disjuntor em condições adequadas de manobra, e não para informar a
medida angular existente que permita um controle do requisito estabelecido para
realização desta manobra. Igual recurso foi necessário na interligação SE/NE e
instalado pela TSN na SE Bom Jesus da Lapa II, o que permite exercer o controle da
defasagem angular durante as manobras de fechamento em anel.
6.7. Atuação das proteções de distância. Com relação ao item 5.1.3 do relatório ONS,
conforme já informado na segunda reunião para análise da perturbação, a Chesf já
concluiu a análise da atuação destas proteções, identificando a correta sensibilização
da zona 1 destes relés, compatível com os níveis de tensão e corrente registrados.
Comentários do ONS sobre o item 6.7:
O ONS entende que não deveria ocorrer a abertura simultânea das LTs 230 kV
Senhor do Bonfim II/Irecê e Irecê/Bom Jesus da Lapa II, mas de apenas uma destas
LTs.
6.8. Desempenho das proteções de sobretensão. Referente ao item 5.1.4 do relatório
do ONS, a Chesf após análise dos registros oscilográficos identificou a atuação das
seguintes proteções de sobretensão, nos terminais de sua propriedade:
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113. 6.8.1. Atuação correta da proteção de sobretensão instantânea 59I da linha de
transmissão 500 kV 05V3 Milagres/Quixadá, no tempo T=T4+14s. Conforme
registro oscilográfico, a tensão atingiu 640 kV nesse terminal, compatível com
o ajuste de 130% (648 kV) desta unidade.
6.8.2. Atuação correta da proteção de sobretensão instantânea 59I da linha de
transmissão 500 kV 05V5 Quixadá/Fortaleza II, no tempo T=T4+14s.
Conforme registro oscilográfico, a tensão atingiu 638 kV nesse terminal,
compatível com o ajuste de 130% (648 kV) desta unidade.
6.8.3. Atuação correta da proteção de sobretensão temporizada 59T da linha de
transmissão 500 kV 05L6 Jardim/Camaçari II, no tempo T=T4+37s. Conforme
registro oscilográfico, a tensão atingiu 593 kV nesse terminal, compatível com
o ajuste de 121% (607 kV) desta unidade e relação pickup / dropout de 98%.
Na última versão o ONS considerou adequado o desempenho das proteções atuadas.
A Chesf concorda com o exposto.
Recomenda-se ao ONS realizar estudos no sentido de aprofundar os motivos que
provocaram os níveis de sobretensão verificados durante a perturbação.
Comentários do ONS:
O ONS irá analisar detalhamente os registros oscilográficos referentes a estas
ocorrências, a fim de verificar os motivos que provocaram os níveis de sobretensão
verificados durante a perturbação.
6.9. Recomposição do sistema sem as linhas de transmissão 500 kV 05C3 e 05C4
Luiz Gonzaga/Sobradinho. Durante o processo de recomposição houve
dificuldade para energização em carga da linha de transmissão 500 kV 05C4,
estando a linha de transmissão 500 kV 05C3 indisponível. Diante desta situação e
com o objetivo de agilizar a recomposição, a Chesf sugeriu ao ONS que
prosseguisse a recomposição sem as referidas linhas de transmissão, tendo o ONS
informado que não tinha procedimento para esta configuração.
Em função da situação citada, recomenda-se ao ONS elaborar estudos e
procedimentos no sentido de possibilitar a recomposição do sistema sem as linhas
de transmissão 500 kV 05C3 e 05C4 Luiz Gonzaga/Sobradinho, de modo a dar
flexibilidade e agilidade na recomposição do sistema.
Comentários do ONS sobre o item 6.9:
Atualmente não existem procedimentos para fechamento do paralelo da ilha
Nordeste com o restante do SIN através da área Norte da região Nordeste, pela
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114. sua reduzida possibilidade de utilização. Apesar desse fato, o ONS desenvolverá
estudos no sentido de contemplar esta alternativa.
7. Conclusões
Considerando as análises já realizadas, na visão Chesf pode-se concluir que:
7.1. A falha do sistema de proteção da linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz
Gonzaga/Sobradinho, no terminal da subestação Luiz Gonzaga, embora tenha sido a
origem do desligamento inicial, não se constituiu em fator determinante para a
dimensão da ocorrência, considerando que a indisponibilidade das funções
desligadas foi suportada pelo Sistema Interligado Nacional (SIN), sem repercussão
para a carga atendida.
7.2. A decisão do ONS de recompor a linha de transmissão 500 kV 05C3 Luiz
Gonzaga/Sobradinho, com a configuração em que todos os bays estavam
incompletos na subestação Luiz Gonzaga, degradando a confiabilidade do arranjo de
disjuntor e meio, além do valor de intercâmbio praticado e da indisponibilidade da
linha de transmissão 500 kV 05V4 São João do Piauí/Milagres, de propriedade do
agente Iracema, levou o sistema a operar em condições adversas com atuações de
proteções de caráter sistêmico que provocaram outros desligamentos.
Caso a opção do ONS tivesse sido normalizar a subestação 500 kV Luiz Gonzaga
iniciando pela recomposição da barra 05B1, não teria ocorrido a perturbação na
dimensão verificada. Apenas ocorreria o desligamento da barra 05B2, sem reflexos
na carga.
Comentários do ONS sobre as conclusões 7.1 e 7.2:
O ONS não concorda com estas conclusões 7.1 e 7.2, pois a falha do sistema de
proteção do terminal da SE Luiz Gonzaga da LT 500 kV Luiz Gonzaga/Sobradinho 05C3
associada à liberação intempestiva desta LT sem a correta identificação das causas do
desligamento e dos riscos envolvidos, foram as causas do início desta perturbação,
conforme exaustivamente comentado em itens anteriores.
7.3. A degradação do sistema resultou em um ponto de operação instável, com
sobretensões no 500 kV, implicando em desligamentos sequenciais de unidades
geradoras e conseqüente colapso do sistema elétrico da região Nordeste, com a
freqüência violando o limite admitido em Procedimento de Rede, atingindo 46 Hz.
Comentários do ONS sobre a conclusão 7.3:
O ONS não concorda com a conclusão 7.3, pois após a abertura das interligações
com a região Nordeste não foram observadas perdas de sincronismo entre as
máquinas do sistema Nordeste ilhado, nem a operação generalizada de proteções de
caráter sistêmico, que justifiquem a afirmativa da Chesf.
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115. 7.4. No processo de recomposição ocorreram dificuldades que requerem aprofundamento
na análise e providências por parte dos agentes envolvidos, tais como, dificuldades
para o autorrestabelecimento da UHE Xingó, sincronização de unidades geradoras no
Complexo Paulo Afonso e manobras de chave seccionadora, no caso da Chesf, e
violação de carregamento da linha de transmissão 500 kV 05C4 Luiz
Gonzaga/Sobradinho, no caso do ONS.
Comentários do ONS sobre a conclusão 7.4:
Esta conclusão é desnecessária, pois esses assuntos já estão suficientemente
tratados no item 7.3 do RAP.
7.5. Faz-se necessária uma reavaliação dos procedimentos atuais de segurança do
sistema, que são adotados para operação do Sistema Interligado Nacional (SIN),
tendo em vista a dimensão alcançada por esta ocorrência a partir de um
desligamento parcial de uma instalação da Rede Básica.
Comentários do ONS sobre a conclusão 7.5:
O desligamento ocorrido na SE Luiz Gonzaga não pode ser minimizado, mesmo
sendo um desligamento inicialmente parcial, pois foi de grande impacto para toda a
região Nordeste, além de envolver vários equipamentos desta instalação, e
considerando a sua importância estratégica para todo o Sistema Nordeste. Além
disso, deve-se considerar que o Sistema Nordeste concentra praticamente toda a sua
geração em um único ponto, que é o complexo Paulo Afonso / Xingó / Itaparica, de
forma que contingências múltiplas neste ponto tem repercussão significativa e
sistêmica para toda a região.
O ponto importante a destacar é que o Sistema Nordeste alcançou um novo
ponto de equilíbrio após esta contingência originada na SE Luiz Gonzaga. O
colapso total foi provocado pelo desligamento posterior indevido das usinas de
Xingó e Paulo Afonso IV.
7.6. As causas determinantes da perturbação foram sistêmicas e podem ser resumidas
nos seguintes aspectos:
7.6.1. Sistema operando com intercâmbios acima do limite de segurança, para a
natureza da ocorrência, com a linha de transmissão 500 kV São João do
Piauí/Milagres, do agente Iracema, fora de operação, e com potência
sincronizada na região Nordeste insuficiente para atender o limite de
frequência mínima estabelecido nos Procedimentos de Rede. Esta violação de
limites provocou o agravamento da perturbação.
Comentários do ONS sobre o item 7.6.1:
O ONS não concorda com a conclusão 7.6.1, pois no momento da
perturbação estavam sendo respeitados todos os limites de transmissão, os
quais estavam em conformidade com os critérios estabelecidos nos
Procedimentos de Rede.
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116. 7.6.2. Sistema operando com margem insuficiente de compensação de potência
reativa indutiva em regime permanente, levando a uma absorção de potência
reativa elevada nos geradores e nos compensadores síncronos e estáticos.
Comentários do ONS sobre o item 7.6.2:
O ONS não concorda com a conclusão 7.6.2, pois no momento da
perturbação o sistema operava com todos os seus elementos de transmissão,
sem nenhuma linha de transmissão desligada para controle de tensão, com
todos os geradores e compensadores síncronos e estáticos dentro das suas
faixas normais de operação, e com todas as barras do sistema Nordeste
operando dentro das faixas de controle de tensão estabelecidas de comum
acordo com os Agentes da região.
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117. ANEXO 2 AO RELATÓRIO
Registro das Considerações da Coelba / Celpe / Cosern
Em atenção à carta ONS-028/300/2011, apresentamos comentários à minuta do Relatório de
Análise da Perturbação do dia 04/02/2011, às 00h08min. Os comentários apresentados
também consideraram a análise do referido relatório, efetuada pela Chesf.
A perturbação do dia 04 de fevereiro de 2011 resultou no desligamento de componentes
importantes do sistema Interligado, perdas das interligações norte-nordeste e sudeste-
nordeste, com o corte de cerca de 7.400 MW de carga de consumidores. Esse desligamento
e a recomposição do sistema, que teve duração média de 194 minutos, causaram grande
impacto na sociedade nordestina, tendo em vista os prejuízos econômicos causados pela
interrupção de processos produtivos e pelos danos em equipamentos provocados por
variações da tensão.
Conforme pode ser observado nas análises disponíveis sobre o evento, o sistema leste do
Nordeste passou por diversas variações dos parâmetros elétricos, incluindo um elevado
afundamento da freqüência no sistema e uma sobretensão sustentada decorrente da rejeição
natural de carga e atuação do ERAC até o 5º estágio.
CAUSA DETERMINANTE DA PERTURBAÇÃO
A análise do evento, as conclusões e as recomendações apresentadas para evitar a sua
reincidência, conforme constam nos relatórios do ONS e da Chesf apresentam divergências
quanto ao caráter da falha e da sua propagação.
De acordo com o relatório do ONS, os procedimentos de liberação da linha 05C3 Luiz
Gonzaga – Sobradinho para a operação foram inadequados, uma vez que não houve um
diagnóstico preciso das anormalidades existentes:
“A disponibilização de equipamentos para as manobras de normalização após
desligamentos deve ser precedida de diagnóstico que visa à identificação correta e
segura do ocorrido e das ações corretivas necessárias para o isolamento do defeito e
garantia da segurança da manobra.”
“Esse princípio aplica-se particularmente a disponibilização para re-energização da LT
500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1, quando a mesma não poderia ter sido
disponibilizada uma vez que não havia um diagnóstico preciso das anormalidades
existentes, que somente veio a ser identificado às 05 horas.”
Segundo a Chesf, “a decisão do ONS de recompor a linha de transmissão 500 kV 05C3
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118. Luiz Gonzaga/Sobradinho, com a configuração em que todos os bays estavam
incompletos na subestação Luiz Gonzaga, degradando a confiabilidade do arranjo de
disjuntor e meio, além do valor de intercâmbio praticado e da indisponibilidade da
linha de transmissão 500 kV 05V4 São João do Piauí/Milagres, de propriedade do
agente Iracema, levou o sistema a operar em condições adversas com atuações de
proteções de caráter sistêmico que provocaram outros desligamentos.”
Portanto, de acordo com a Chesf, “as causas determinantes da perturbação foram
sistêmicas e podem ser resumidas nos seguintes aspectos:
· Sistema operando com intercâmbios acima do limite de segurança, para a natureza
da ocorrência, com a linha de transmissão 500 kV São João do Piauí/Milagres, do
agente Iracema, fora de operação, e com potência sincronizada na região Nordeste
insuficiente para atender o limite de frequência mínima estabelecido nos
Procedimentos de Rede. Esta violação de limites provocou o agravamento da
perturbação.
· Sistema operando com margem insuficiente de compensação de potência reativa
indutiva em regime permanente, levando a uma absorção de potência reativa
elevada nos geradores e nos compensadores síncronos e estáticos.”
No nosso entendimento, não é aceitável considerar a perturbação do dia 04 de fevereiro
como sendo decorrente de causas sistêmicas ou, simplesmente, por falha de procedimentos
para liberação de linhas e de equipamentos. Identifica-se nessa perturbação e em outras
semelhantes ocorridas anteriormente, propagação de defeitos que deveriam ter sido isolados
localmente e que não foram, em decorrência da existência de sistemas de proteção
desatualizados ou insuficientes para proteger componentes tão importantes do Sistema
Interligado. Não é aceitável que a falha isolada de uma placa eletrônica de um sistema de
proteção de um disjuntor de 500 kV de uma subestação específica, Luiz Gonzaga, provoque
perturbação tão significativa e com prejuízos expressivos para a sociedade nordestina. É
inadmissível que após a ocorrência de tantos eventos de grande impacto no sistema
interligado e dos diagnósticos realizados, continuem sendo postergados investimentos na
atualização e na substituição de sistemas de proteção que têm contribuído de maneira
significativa para a propagação de desligamentos de componentes da Rede Básica,
desnecessariamente.
No relatório do ONS observa-se que a desatualização tecnológica de sistemas de proteção é
assunto antigo, uma vez que recomenda à CHESF:
“Dar prosseguimento ao plano de substituição gradativa das cadeias de proteção
eletromecânicas e estáticas das linhas de transmissão de tensão de 500 kV e 230 kV,
disponibilizando o cronograma deste plano ao ONS, para posterior encaminhamento à
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119. ANEEL e ao CMSE/MME. Para as cadeias de proteção GE MOD III, a Chesf já procedeu a
substituição de 10 dos 22 terminais de proteção de linha de 500 kV onde esse tipo de
proteção foi originalmente implantado. Os 12 terminais restantes terão suas
substituições priorizadas.
Prazo: Dez/2012. (A Chesf envidará esforços para antecipar)”
O relatório da CHESF concorda com a recomendação do ONS de substituição dos sistemas
de proteção dos terminais de 500 kV e 230 kV, porém diverge com relação à elaboração de
um novo plano de substituição, ao comentar:
“A Chesf esclarece que o prazo estipulado de Dez/2012 se refere aos 12 terminais de
proteção que ainda estão com cadeias de proteção GE MOD III, para os quais envidará
esforços no sentido de reduzir esse prazo. A substituição das proteções
eletromecânicas e estáticas dos demais terminais de 500 e 230 kV seguirá o
cronograma estabelecido no seu Plano de Substituição de Cadeias de Proteção.”
Portanto, no nosso entendimento, a causa determinante dessa perturbação decorreu da
insuficiência e desatualização dos sistemas de proteção de importantes ativos da Rede
Básica, por falta de prioridade na realização dos investimentos necessários. Consideramos
as outras causas, a exemplo de procedimentos operativos para liberação de equipamentos e
de linhas e para reenergização de linhas do sistema, como sendo secundárias.
PROBLEMAS NA RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO
De acordo com o relatório do ONS:
“Ocorreram dificuldades operativas na UHE Xingó que impossibilitaram a execução do
processo de auto-estabelecimento (Black Start) dessa usina, tornando necessário
iniciar o processo de recomposição com tensão do SIN, por uma rota alternativa a
partir da SE Sobradinho. A ausência de sistema de Black Start nas usinas Paulo
Afonso IV e Luiz Gonzaga, já recomendado pelo ONS, retardou o processo de
recomposição da área desligada na Região Nordeste.”
É preocupante constatar-se que usinas do porte de Paulo Afonso IV (6x410 MW) e Luiz
Gonzaga (6x250 MW) não possuam equipamentos de auto-estabelecimento, tão essenciais
na recomposição de sistemas.
Por sua vez, a Chesf admite que:
“No processo de recomposição ocorreram dificuldades que requerem aprofundamento
na análise e providências por parte dos agentes envolvidos, tais como, dificuldades
para o autorrestabelecimento da UHE Xingó, sincronização de unidades geradoras no
Complexo Paulo Afonso e manobras de chave seccionadora, no caso da Chesf, e
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120. violação de carregamento da linha de transmissão 500 kV 05C4 Luiz
Gonzaga/Sobradinho, no caso do ONS”.
Finalmente, O ONS recomenda à CHESF:
“Implantar e testar recurso de Black Start na Usina de Luiz Gonzaga.
Prazo: Jun/2011. (A Chesf envidará esforços para antecipar)”
“Implantar e testar recurso de Black Start na Usina de Paulo Afonso IV
Prazo: Out/2011. (A Chesf envidará esforços para antecipar)”
O relatório do ONS destacou ainda outro aspecto que contribuiu para dificultar a
recomposição do sistema: a limitação da capacidade de transporte das linhas Luiz Gonzaga
– Sobradinho, imposta pela utilização de TCs na relação 1500:5. De acordo com o ONS, a
capacidade dessa linha corresponde a 2500 A. Dessa forma, o relatório recomenda:
“Alterar a relação dos TCs das LTs 500 kV Sobradinho / Luiz Gonzaga C1 e C2, de
1500:5 para 3000:5 (relação máxima) e reavaliar os ajustes das proteções das LTs e
barras da SE Luiz Gonzaga, de modo a não impor limitação à potência transferida pelas
referidas linhas, que é de 2.500 A de acordo com o CPST. Prazo: Jul/2011.”
De acordo com a Chesf, “A alteração da relação dos TC das linhas de transmissão 500 kV
05C3 e 05C4 Luiz Gonzaga/Sobradinho só pode ser realizada após conclusão dos estudos e
devida programação executiva. A Chesf esclarece que o prazo estipulado de Jul/2011 se
refere à conclusão do estudo para revisão dos ajustes. A implantação desses ajustes
dependerá dos recursos necessários determinados pelo estudo, e será oportunamente
nivelada com o ONS.”
Mais uma vez destacamos a questão da postergação de investimentos em componentes
fundamentais para operação do sistema interligado e a necessidade de rediscutir a
priorização desses investimentos.
CONCLUSÃO
Reiteramos que a causa e a duração do desligamento que atingiu grande parte do sistema
elétrico do Nordeste nos dias 03 e 04 de fevereiro de 2011 não foram decorrentes de causas
sistêmicas, mas da postergação de investimentos em equipamentos de proteção que
sinalizem e indiquem auto-diagnóstico evitando-se a propagação desnecessária de defeitos,
inadequação do dimensionamento das proteções de interligação entre usinas, impedindo o
uso do carregamento nominal das linhas de transmissão, ausência de sistemas “black-start”
nas usinas de Luiz Gonzaga e Paulo Afonso IV para agilizar o processo de recomposição do
sistema elétrico, além da revisão de procedimentos operacionais indicados nos relatórios do
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121. ONS e da Chesf, para o correto desempenho do ERAC e do SEP como esquemas de corte
de carga, procedimentos operativos para recomposição de sistema, margem de segurança
do sistema, entre outros.
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