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RELATÓRIO DE FISCALIZAÇÃO

RF-ONS-10/2010-SFE

I - OBJETIVOS

Verificar o desempenho do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS no blecaute do dia 10 de novembro de 2009, com início às 22h13min que acarretou o desligamento de parte do sistema elétrico das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Norte e Nordeste do país, com a interrupção de 24.436 MW no Sistema Interligado Nacional – SIN. Processo ANEEL n° 48500.001973/2010-31.

II - METODOLOGIA E ABRANGÊNCIA

A fiscalização da ANEEL constou de: Reunião e entrevistas com técnicos do ONS no Centro Nacional de Operação do Sistema – CNOS,

Escritório Central e Centro de Operação do Sistema Regional Sudeste – COSR-SE;

Análise de documentos obtidos do ONS no CNOS, Escritório Central-RJ e no COSR-SE;

Análise do Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS-RE-3-252/2009;

Análise de informações complementares encaminhadas pelo ONS;

Análise de informações obtidas durante fiscalizações realizadas nas concessionárias diretamente

envolvidas no blecaute do dia 10 de novembro de 2009.

III - INFORMAÇÕES DA FISCALIZAÇÃO

A fiscalização foi realizada nos períodos de 16 a 17/12/2009 e de 5 a 12/02/2010 pela seguinte equipe técnica da ANEEL/SFE:

- SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO - Coordenador - ESILVAN CARDOSO DOS SANTOS - RENATO ABDALLA AFONSO - THOMPSOM SOBREIRA ROLIM JUNIOR - VINICIUS LOPES CAMPOS

IV - INFORMAÇÕES DO AGENTE

Empresa: Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS

Endereço: Rua da Quitanda, 196 - 22° andar, Centro, Rio de Janeiro /RJ, CEP: 20091005

Telefone: (21) 2203 9594

V – CONSTATAÇÕES

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Constatação (C.1) - Aspectos Técnicos Operacionais BLECAUTE DO DIA 10 DE NOVEMBRO DE 2009 OCORRIDO ÀS 22h13min O blecaute do dia 10 de novembro de 2009, ocorrido às 22h13min, teve sua origem no desligamento dos circuitos 1, 2 e 3 da linha de transmissão 765 kV Itaberá - Ivaiporã provocando rejeição de 5.564 MW de geração da UHE Itaipu 60 Hz, bem como a abertura dos circuitos remanescentes que compõem a interligação Sul - Sudeste, em 525 kV, 500 kV, 230 kV e 138 kV, interrompendo, adicionalmente, um fluxo de 2.950 MW, no sentido do Sul para o Sudeste e o desligamento dos dois bipólos do Sistema HVDC, que no momento estavam transmitindo 5.329 MW. Em função dos desligamentos acima mencionados e das condições de operação do sistema ocorreram outros desligamentos que acarretaram uma interrupção total de 24.436 MW (40%) de cargas do SIN, distribuídas da seguinte forma:

Região Sudeste: 22.468 MW Região Centro-Oeste: 867 MW Região Sul: 104 MW Região Nordeste: 802 MW Região Norte (Estados do Acre e Rondônia): 195 MW

A perturbação teve início às 22h13min (horário brasileiro de verão) com uma falta monofásica (incidência de um curto-circuito - flashover), envolvendo a fase B (branca) e a terra, na linha de transmissão 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1, localizado no isolador de pedestal do filtro de ondas do terminal da SE Itaberá, que teria ocorrido, segundo relatos da concessionária de transmissão, “durante condições climáticas adversas”. Antes da eliminação do defeito acima, 13 milissegundos após, ocorreu um novo curto-circuito monofásico envolvendo a fase A (vermelha) da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C2. Na seqüência, antes da eliminação dos defeitos nos circuitos 1 e 2, houve novo defeito em 3 milissegundos depois, envolvendo a fase C (azul), localizado na Barra A de 765 kV da SE Itaberá. A falha da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1 foi eliminada pelas atuações das proteções principal e alternada de distância, baseadas no princípio de ondas trafegantes (RALZA-ABB), em 48 milissegundos, em ambos os terminais da linha. A falha na LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C2 foi eliminada em 48,8 milissegundos pelas atuações das proteções principal e alternada de sobrecorrente direcional para faltas desbalanceadas (MOD III-GE), unidades de subalcance em Itaberá e de sobrealcance, associados aos esquemas de teleproteção, no terminal de Ivaiporã. A falha na Barra A – 765 kV, da SE Itaberá, foi eliminada pela atuação da proteção diferencial de barra local (7SS52-SIEMENS), em 41,9 milissegundos. Decorridos 42,2 milissegundos da eliminação da última falta, houve atuação da proteção de sobrecorrente instantânea residual do reator “shunt” da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3, em Ivaiporã, acarretando o desligamento desta LT, interrompendo totalmente a conexão entre as subestações Itaberá e Ivaiporã, desencadeando os demais desligamentos no sistema tendo como conseqüência o blecaute no SIN.

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Constatação (C.2) - Aspectos Técnicos Operacionais PROGRAMAÇÃO ENERGÉTICA Na Programação Diária da Operação Eletroenergética, preparada pelo ONS, estão indicados os procedimentos a serem seguidos pelos Centros de Operação para atendimento ao Programa Mensal de Operação Energética - PMO e a segurança do sistema interligado, observando as intervenções programadas e as restrições operativas do sistema de transmissão e de geração. A elaboração da Programação Diária da Operação Eletroenergética conta com a participação dos agentes de geração (inclusive Itaipu Binacional). Durante a fiscalização realizada no Escritório Central-RJ, especificadamente na Gerência de Programação e Desligamentos do ONS, a equipe da ANEEL/SFE analisou o processo da programação eletroenergética passando por todas as fases, até a programação diária da operação do SIN, que é definida em intervalos de 30 (trinta) minutos. A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que a programação, para o dia 10 de novembro de 2010, estava coerente para a transferência de energia entre as regiões Sul e Sudeste, estabelecidas no PMO e nas Metas e Diretrizes para a Semana Operativa para o período de 7 a 13 de novembro de 2009, que contemplava o seguinte:

“A geração da UHE Itaipu e das usinas localizadas principalmente nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí, será dimensionada de modo a minimizar o risco e/ou evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios, sendo estas disponibilidades energéticas transferidas para as regiões SE/CO, respeitando-se as restrições elétricas e operativas das usinas, bem como os limites do sistema de transmissão‖.

No dia 10 de novembro de 2009, a geração da UHE Itaipu-60 Hz, acrescida da energia transferida da região Sul para a região Sudeste, indicavam valores elevados de fluxo no sistema de transmissão de 765 kV acima do programado em determinados intervalos durante a programação para este dia. A configuração completa do sistema de transmissão de 765 kV e da interligação Sul Sudeste pode ser visualizada no diagrama resumido a seguir:

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Figura 1- Sistema de transmissão 765 kV e interligação Sul – Sudeste

Constatação (C.3) - Aspectos Técnicos Operacionais SITUAÇÃO DO SISTEMA INTERLIGADO ÀS 22h12min ANTES DO BLECAUTE No momento anterior à perturbação, às 22h12min, o SIN compreendendo as interligações regionais e o tronco de 765 kV estava operando dentro de critérios que poderiam suportar contingências duplas. O SIN encontrava-se nas seguintes condições de operação:

i) Geração das principais usinas

Geração da UHE Itaipu - 60 Hz: 5564 MW; Geração da UHE Itaipu - 50 Hz: 5329 MW (Elo-CC para o Brasil); Geração da UTN Angra I: 553 MW; Geração da UTN Angra II: 1084 MW; Geração das usinas do rio Paranaíba: 3071 MW; Geração associada ao 440 kV (UHEs Água Vermelha, Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá 440 kV, Taquaruçu, Porto Primavera e Capivara) + Geração da UHE Marimbondo + Fluxo nos 2 TR 500/440 kV da SE Água Vermelha: 7301 MW.

ii) Principais fluxos

Fluxo para o Sudeste (FSE) 6.546 MW Fluxo no ELO CC 5.329 MW Fluxo das LT 500 kV Itaipu 60 Hz/Foz do Iguaçu(*) (FIPU) 5.492 MW Recebimento pelo Sistema Sudeste (RSE) 8.512 MW Recebimento pelo Sistema Sul (RSUL) 2.950 MW Fluxo nas LT 500 kV Ibiúna / Bateias(*) C1 e C2 (Fba-in) 1.285 MW Fluxo para o Rio de Janeiro (FRJ) 5.875 MW Fluxo para a Região Central de Minas Gerais (FMG) 4.329 MW

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Fluxo na interligação Norte/Sudeste (FNS) 1.287 MW Fluxo na interligação Sudeste/Nordeste (FSENE) 394 MW Carga da ANDE: 980 MW

iii) Fluxos em linhas de transmissão

LT 500 kV Itaipu* / Foz do Iguaçu (C1, C2, C3 e C4) 5492 MW LT 765 kV Foz do Iguaçu* / Ivaiporã (C1, C2 e C3) 5466 MW LT 765 kV Ivaiporã* / Itaberá (C1, C2 e C3) 6545 MW

iv) Montantes de carga Região Sudeste 34.426 MW Região Sul 9.656 MW Região Centro-Oeste 3.221 MW Região Norte 2.901 MW Nordeste 10.571 MW SIN 60.775 MW

Destaca-se ainda, para o dia 10 de novembro de 2009 que:

O FIPU (fluxo da UHE Itaipu 60 Hz) estava limitado em 5.000 MW e o valor máximo programado era de 4.900 MW, figura 2.

Nos períodos de 8 às 18h e 20 às 24h estava programado em 4900 MW.

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FIPU (MW)

IBIT60 LIMITE 5000

Figura 2 - Programação da geração da UHE Itaipu-60 Hz (FIPU)

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Figura 3 - Alterações do despacho de geração da UHE Itaipu-60 Hz

Na figura 3, podemos observar que a geração em 60 Hz verificada naquela usina, às 22h13min, momento do blecaute, estava com o valor de 5500 MW, portanto, acima do valor programado de 4900 MW e do limite recomendado, ambos constantes no Programa Diário de Operação de 5000 MW. O FSE (fluxo para o Sudeste Ivaiporã - Itaberá circuitos 1, 2 e 3) atingiu 6.546 MW às 22h12min. O FNS (fluxo na interligação Norte/Sudeste estava em 1.287 MW às 22h12min. Nas gravações das conversas telefônicas e nos registros do sistema de supervisão da operação em tempo real obtidos no CNOS/ONS foi possível perceber tratativas no sentido de proceder a redução da geração na UHE Itaipu-60 Hz e o carregamento das linhas de transmissão de 765 kV entre as subestações Foz do Iguaçu – Ivaiporã – Itaberá – Tijuco Preto frente a indicação de condições atmosféricas adversas na região próxima ao sistema de transmissão 765 kV. As ações do ONS em reduzir a geração, na UHE Itaipu, quando da sinalização de tempo severo foram coordenadas pelo CNOS, baseadas nas análises do tempo severo e também por meio de consultas aos agentes responsáveis pela operação das instalações próximas aos circuitos de 765 kV (Furnas, Copel e Eletrosul). A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que não foi possível identificar claramente os critérios empregados para a elevação do despacho de geração da UHE Itaipu-60Hz. Entretanto, por volta de 19h00min, do dia 10 de novembro, foi elevada a geração na UHE Itaipu-60 Hz, bem acima do valor programado, apesar do alerta de tempo severo persistir. A ponta de carga do sistema ocorreu às 15h34min, com a geração da UHE Itaipu-60 Hz reduzida, conforme pode ser constatado no Informativo Preliminar Diário da Operação – IPDO do dia do blecaute, figura 4.

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Figura 4 - Ponta de Carga do dia 10/11/09

No Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS RE 3-252/2009, consta o seguinte registro sobre as condições do tempo:

2.7 Condições meteorológicas antes do evento:

―No dia do distúrbio verificava-se o deslocamento de uma frente fria ocasionando chuvas significativas e vento no norte de Santa Catarina e no Paraná. Na área do Estado do Paraná, onde estão localizadas linhas de 525 kV e de 765kV (trechos Foz do Iguaçu / Ivaiporã e Ivaiporã / Itaberá), à partir das 14h00min foram observadas condições de tempo severo em Foz do Iguaçu e Cascavel, com a ocorrência de chuvas, ventos e descargas atmosféricas. Na Estação Fazenda Agrolim (Município de Itaberá), operada pela Duke Energy, foram registradas chuvas de 24 mm, concentradas em curto período de tempo, por volta do horário da perturbação

―Em função destas informações sobre as condições climáticas, o ONS, como já o faz de forma rotineira, apesar de já estar operando com valores de geração em Itaipu - 60 Hz que suportavam a perda dupla no trecho Foz do Iguaçu – Ivaiporã -Itaberá – Tijuco Preto, diminuiu ainda mais, a partir das 14h00min, o despacho nesta usina,, reduzindo assim a transmissão de energia pelo tronco de 765 kV, privilegiando a segurança do sistema elétrico, conforme pode ser observado no diagrama a seguir.‖

(grifos desta Superintendência).

Constatação (C.4) - Aspectos Técnicos Operacionais ALERTAS METEREOLÓGICOS

Em função do alerta de tempo severo, por medida de segurança, o ONS reduziu a geração da UHE Itaipu-60 Hz, e consequentemente os fluxos no sistema de transmissão de 765 kV (FIPU e FSE) no período compreendido entre as 14h30min e 19h00min. O ONS informou que possui uma área específica, vinculada a Gerência de Programação e Desligamentos, composta por 3 (três) meteorologistas, com responsabilidade de acompanhamento e monitoramento das condições de tempo e emissão de alertas para a área de operação em tempo real, quando da identificação de condições de tempo severo. As ações preventivas adotadas para alterar a geração na UHE Itaipu-60 Hz e os intercâmbios, em função de condições atmosféricas adversas, na região próxima às linhas de transmissão de 765 kV, foram apresentadas à equipe de fiscalização. Os alertas de tempo severo são baseados em modelos numéricos

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regionais de previsão do tempo (ETA, RAMS e MM5), dados meteorológicos (vento, pressão, temperatura e precipitação), dados de descargas atmosféricas e imagens de radar (SIMEPAR e IPMET). Em face do avanço da frente fria pelo Rio Grande do Sul, na manhã do dia 10 de novembro de 2009, foi emitido o Alerta de Tempo Severo nº 17/2009, com validade para o período de 14h às 24h, conforme registro abaixo:

Figura 5– Informação do Alerta de Tempo Severo emitido pelo ONS

Às 14h26min do dia 10 de novembro de 2009, o alerta de tempo severo foi encaminhado, via e-mail, para as áreas de operação em tempo real do ONS.

Figura 6– Comunicação do Alerta de Tempo Severo às áreas de operação do ONS

Na foto de satélite, figura 7, é possível perceber que havia uma grande quantidade de descargas atmosféricas, nas proximidades da SE Itaberá, no dia 10/11/09, às 19h, horário onde os fluxos nas linhas vinham sendo elevados pelas equipes de operação de tempo real em valores bem acima do programado.

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Figura 7 – Concentração de descargas atmosféricas nas proximidades da SE Itaberá

Nas gravações de vozes foi possível perceber que a iniciativa de elevar a geração da UHE Itaipu-60Hz ocorreu por solicitação do COSR-SE, apesar das condições atmosféricas ainda indicarem a incidência de descargas atmosféricas nas imediações do sistema 765 kV, mais precisamente nas proximidades da SE Itaberá. Vale destacar que houve a concordância do CNOS com a elevação da geração. Diferente da decisão de redução da geração de Itaipu-60Hz onde foram registradas inúmeras tratativas e consultas para a tomada desta decisão, para a elevação da geração houve apenas 1 (uma) consulta aos agentes, oportunidade em que foi comunicado a existência de tempo nublado nas imediações de algumas das instalações. Durante as diligências de fiscalização no Escritório Central no Rio de Janeiro, as equipes técnicas do ONS informaram que às 19h00min houve a necessidade de elevar a geração de Itaipu com o objetivo de atender a ponta de carga do sistema, entretanto, a ponta ocorreu às 15h34min, comportamento este já esperado para o mês de novembro. Dessa forma, com o objetivo de identificar a motivação para a elevação da geração da UHE Itaipu frente à existência de alerta de tempo severo e registro de descargas atmosféricas na região associada aos circuitos de transmissão 765 kV, notadamente próximo a SE Itaberá, foi encaminhado o Ofício nº 0288/2010-SFE/ANEEL, de 28 de maio de 2010 para esclarecimentos adicionais do ONS. Em resposta à consulta da ANEEL/SFE, por meio da Carta ONS-0460/100/2010, de 07 de junho de 2010, o ONS informou que possuía recursos suficientes para manter reduzida a geração na UHE Itaipu, inclusive de geração hidráulica, não sendo necessário acionar geração térmica e que a elevação da geração na UHE Itaipu 60 Hz teria ocorrido em função da necessidade de cumprimento do PDP (Programa Diário de Produção).

SE Itaberá

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A análise do perfil de operação para o dia do blecaute e rotina nos Centros de Operação envolvidos - CNOS e COSR-SE, avaliados por meio da escuta das gravações de vozes, mostrou que o ONS não agiu preventivamente para resguardar a integridade, continuidade e segurança do sistema. Apesar de possuir os recursos necessários – supervisão das condições atmosféricas e geração hidráulica disponível em outras usinas do SIN, optou por explorar ao máximo os fluxos de transmissão no tronco de 765 kV, em valores bem acima do programado, embora houvesse a indicação de condições atmosféricas adversas, nas proximidades da SE Itaberá, como foi indicado na figura 7. Não-Conformidade (N.1) Foi verificado o descumprimento do item 1.2.3 do Submódulo 1.1 e do item 4.2.6.15 do Submódulo 1.2 dos Procedimentos de Rede, com a elevação da geração da UHE Itaipu-60 Hz, a partir das 19h, para valores acima do programado, sem considerar o Alerta de Tempo Severo vigente e as informações provenientes do sistema de detecção que ainda apresentavam concentração de descargas atmosféricas na região, mais precisamente sobre a SE Itaberá, assim permanecendo até o horário do blecaute do dia 10 de novembro de 2009. Encontra-se, a seguir a transcrição dos itens dos Procedimentos de Rede supra-citados:

Procedimentos de Rede Submódulo 1.1 ―1.2.3 Ao realizar as atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica do SIN, o ONS busca o ótimo sistêmico, compatibilizando a otimização energética com a segurança elétrica e com a continuidade do suprimento energético. Procedimentos de Rede Submódulo 1.2 4.2.6.15 Para garantir a segurança elétrica operativa do SIN, o ONS determina ações voltadas para a prevenção de situações de risco potencial de interrupção de suprimento e adota medidas para evitar a ocorrência ou a propagação dos desligamentos intempestivos de equipamentos, ou, em caso de incidência de perturbações, para agilizar o restabelecimento de cargas interrompidas.‖

(grifos desta Superintendência) Determinação (D.1) Definir procedimentos objetivos, estabelecidos em rotina específica, para a operação do sistema em condições de tempo severo com definição clara da responsabilidade do CNOS e dos Centros de Operação Regionais do ONS. Prazo para cumprimento: 30 dias Constatação (C.5) – Operação da Transmissão 5.1 - OPERAÇÃO CENTROS DE OPERAÇÃO DO SIN

Foram realizadas diligências de fiscalização no Centro Nacional de Operação do Sistema – CNOS, o Centro de Operação do Sistema Regional Sudeste – COSR-SE, situados respectivamente em Brasília/DF e no Rio de Janeiro/RJ, centros responsáveis pela coordenação operacional dos principais centros de operação dos Agentes de geração, de transmissão e de distribuição envolvidos com o blecaute. Também foram desenvolvidas ações de fiscalização no Escritório Central do ONS no Rio de Janeiro/RJ.

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5.2 - HIERARQUIA OPERACIONAL DOS CENTROS DO ONS DOS AGENTES

5.2.1 - Centro Nacional de Operação do Sistema – CNOS

O Centro Nacional de Operação do Sistema – CNOS é o de mais alto nível hierárquico do ONS, atua diretamente sobre os demais centros de operação do ONS e é responsável pela coordenação, supervisão e controle da rede de operação, das interligações internacionais e do despacho de geração das usinas despachadas centralizadamente.

Figura 8 – Sala de Controle do CNOS/ONS

Para supervisão do SIN o CNOS utiliza o Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia - SAGE, software desenvolvido pelo CEPEL/Eletrobrás, com equipes de operadores trabalhando em regime de turnos ininterruptos de revezamento. A Figura 9 ilustra a arquitetura do SAGE utilizado para a realização da supervisão e controle pelo CNOS. Os operadores do COSR-SE e do CNOS estão habilitados para as atividades de tempo real por meio de certificação de competência técnica e de saúde física e mental, conforme estabelecido no Submódulo 10.22 dos Procedimentos de Rede.

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Figura 9 – Arquitetura do SAGE/CNOS

O CNOS possui duas fontes de alimentação de 13,8 kV, provenientes do sistema de distribuição da CEB, para suprimento das cargas essenciais. Há também quatro grupos geradores de emergência, cuja partida se dá automaticamente quando há falta de tensão, bem como “no-breaks” para atendimento às cargas essenciais. O sistema de suprimento do CNOS é robusto e confiável. 5.2.2- O Centro de Operação do Sistema Regional Sudeste – COSR-SE/ONS

Os Centros de Operação do Sistema Regionais - COSR são responsáveis pela coordenação, supervisão e controle da rede de operação regional/local, pela supervisão e controle do despacho de geração e da rede de operação sistêmica, bem como pelo comando do despacho das usinas sob Controle Automático de Geração - CAG, do Controle Automático de Tensão - CAT e do Esquema de Controle de Segurança – ECS. . A área de atuação de cada centro regional do ONS é a Rede de Operação de cada região, constituída pelos sistemas troncos de transmissão para atendimento aos centros de carga, interligações com concessionárias de distribuição e com consumidores ligados diretamente à Rede de Operação. Além de manter contato com o CNOS e com os demais centros de operação regionais do ONS, o COSR-SE se relaciona com outros agentes de Geração, de Transmissão e de Distribuição. A figura 10 mostra a sala de operação em tempo real do Centro de Operação do Sistema Regional Sudeste – COSR-SE.

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Figura 10 – Sala de controle do COSR-SE

A Figura 11 mostra a hierarquia entre o Centro Nacional de Operação dos Sistemas – CNOS e os Centros de Operação dos Sistemas Regionais do ONS, com destaque para o COSR-SE, responsável pela coordenação operacional das instalações da área afetada pelo blecaute do dia 10/11/2009.

Figura 11 - Hierarquia entre os Centros de Operação do ONS

Para desempenhar suas atribuições o COSR-SE utiliza o sistema de supervisão SOL, desenvolvido por Furnas, para supervisão das instalações que compõem a sua rede de atuação. A Figura 11 mostra a estrutura do Sistema de Supervisão e controle do COSR-SE onde podemos observar a redundância de equipamentos para garantir a continuidade dos serviços em caso de defeito ou manutenção, ou seja, duplicidade de servidores, switches e fontes de alimentação.

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Figura 12 - Arquitetura do SSC/SOL do COSR-SE

O sistema de alimentação em Corrente Alternada do COSR-SE possui duas fontes externas providas pela LIGHT e um Grupo Gerador de Emergência, com comutação automática feita através de CLP (Controlador Lógico Programável) ou manualmente. Além deste grupo gerador existe a possibilidade de alimentação do COSR-SE por outros dois Grupos Geradores de Emergência manobrados manualmente. 5.2.3- Centros de Operação dos Agentes da área do COSR-SE/ONS

Além da fiscalização realizada nos centros de operação e no escritório central do ONS, foram fiscalizados os principais centros de operação dos agentes situados nas áreas afetadas pelo blecaute e que apresentaram os maiores problemas durante o processo de recomposição:

Centros de Operação Regionais de Furnas Centrais Elétricas S/A. - Furnas, em Campinas/SP

e em Jacarepaguá/RJ;

Centro de Operação da Transmissão da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica

Paulista - CTEEP, em Bom Jardim/SP;

Centro de Operação da Transmissão da ATE Transmissora de Energia S/A - ATE, no Rio de

Janeiro/RJ;

Centro de Operação da Transmissão da Porto Primavera Transmissora de Energia S/A -

PPTE, em Campo Grande/MS;

Centro de Operação da Transmissão Leste, em Ribeirão Preto/SP, responsável pela operação

das instalações da Ribeirão Preto Transmissora de Energia Ltda. - RPTE e da Ribeirão Preto

Transmissora de Energia Ltda. - PCTE;

Centro de Operação da Transmissão Oeste, em Araporã/MG, responsável pela operação das

instalações da Expansion Transmissão Itumbiara Marimbondo S/A – ETIM e da LT Triângulo

S/A - LTT.

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Os agentes de transmissão com os quais o ONS se relaciona são responsáveis pelas atividades de supervisão, comando e execução da operação das suas instalações que compõem a rede de operação do ONS. Na estrutura operacional adotada pelas concessionárias existem centros de operação que são:

Concentradores de dados entre o equipamento de supervisão local de cada instalação

(Unidade Terminal Remota) permitindo por meio de telecomandos a operação remota das

instalações que compõem a Rede Básica.

Interlocutores entre os operadores dos centros de operação regionais do ONS e os executores

diretos da operação das suas instalações da rede de operação.

A Figura 13 mostra a hierarquia existente entre o Centro de Operação Regional Sudeste – COSR-SE/ONS e os Centros de Operação dos Agentes de Transmissão que foram fiscalizados pela ANEEL/SFE em decorrência do blecaute do dia 10 de novembro de 2009.

COSR-NERecife - PE

CTRS.O

FurnasCampinas - SP

COSR-N/

COBrasília - DF

COSR-SERio de Janeiro -

RJ

COSR-SFlorianópolis -

SC

CNOSBrasília - DF

CTRR.O

FurnasRio de Janeiro

- RJ

COS-

CTEEPBom Jardim -

SP

COS

ABENGOARio de Janeiro

- RJ

COT

OESTE

Plena

Itumbiara - GO

COT

LESTE

PlenaRiberião Preto

- RJ

COT PPTE

PlenaC. Grande -

MT

Escritório

CentralRio de Janeiro -

RJ

ONS

Agentes

Figura 13– Hierarquia entre o COSR-SE/ONS e os COS dos Agentes de Transmissão fiscalizados

A comunicação de dados e de voz, desde as UTRs das instalações (usinas e subestações) até o CNOS, passa sucessivamente pelos centros de operação dos agentes e o COSR-SE. A qualidade e disponibilidade desses sistemas até a entrada do modem do COSR do ONS são de responsabilidade dos agentes e estão estabelecidas nos Procedimentos de Rede Submódulos 2.7 “Requisitos de Telessupervisão para a Operação” e 13.2 “Requisitos de Telecomunicações. A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que a maioria dos sistemas de comunicação de voz e dados dos centros de operação dos Agentes para o COSR-SE ou entre o COSR-SE e o CNOS possui canais de comunicação contratados junto à EMBRATEL, além de outros prestadores de serviço.

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Constatação (C.6) – Operação RECOMPOSIÇÃO APÓS O BLECAUTE 6.1- Processo de recomposição do sistema pelo COSR-SE

Após os desligamentos automáticos ocorridos e da atuação dos Esquemas de Controle de Emergência – ECE, em conseqüência da abertura simultânea dos três circuitos da LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá, uma grande quantidade de linhas de transmissão permaneceram ligadas, alimentando cargas, em condições precárias de tensão (da ordem de 23% da tensão nominal) e de carregamentos que ficaram acima dos limites operativos. Nessa situação surgiram dificuldades para as equipes de tempo real dos Centros de Operação, do ONS e dos Agentes para identificar a parte do sistema que desligou e a parte que permaneceu ligada. O diagnóstico preciso da ocorrência foi agravado pelos problemas de indisponibilidades de Unidades Terminais Remotas – UTR e de canais de comunicação de dados e de voz entre os centros de operação dos agentes e do ONS. Uma vez identificada a situação do sistema remanescente, duas alternativas se apresentaram para serem adotadas pelos centros de operação:

desligar parte(s) do sistema (nessa situação as condições recomposição estavam

previstas nas Instruções de Operação; ou

tentar energizar as linhas de transmissão que foram disponibilizadas e dar seqüência a

retomada de carga em condições adequadas de tensão.

As equipes de fiscalização da ANEEL/SFE constataram que nenhuma das alternativas acima, estavam devidamente contempladas nas instruções de operação dos Procedimentos de Rede. Diante das circunstancias, as equipes de tempo real dos centros de operação do ONS e dos Agentes optaram em não desligar partes do sistema e gastaram tempo significativo nas tentativas frustradas de restabelecimentos de linhas de transmissão, levando o sistema a operar neste período, em condições degradadas de tensão e freqüência. As equipes de fiscalização da ANEEL/SFE constataram que o ONS não coordenou o corte de carga nas concessionárias distribuidoras para recuperar as condições de tensão do sistema, bem como para responder aos questionamentos dos centros de operação dos agentes no sentido de preparar o sistema para o início da recomposição. Nos processos de recomposição total ou parcial da Rede Básica, a seqüência está definida por meio de Instruções de Operação, conforme Procedimentos de Rede, onde constam as responsabilidades dos operadores do ONS e dos centros de operação/instalações dos agentes. As alterações da Rede Básica, seja pela entrada em operação de novos sistemas de geração e/ou de transmissão, necessitam de estudos, que são feitos pelo ONS em conjunto com os Agentes envolvidos, de

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forma a contemplar a reavaliação dos processos de recomposição fluente e coordenada existentes, visando à criação de novas alternativas de recomposição. 6.2- Recomposição fluente dos corredores de recomposição Os Procedimentos de Rede definem que o processo de recomposição fluente deve ser realizado a partir das usinas de auto-restabelecimento com alta confiabilidade - Usinas com “black start”. Os procedimentos operacionais previamente definidos permitirão a recomposição de áreas geo-elétricas, com compatibilização de carga e geração em uma configuração mínima da rede, para evitar desvios de tensão e freqüência e atuações indevidas das proteções. As áreas geo-elétricas foram definidas de acordo com as configurações mínimas de rede, com uma ou mais usinas de auto-restabelecimento, e que permitem a recomposição das cargas consideradas prioritárias da forma mais rápida e segura possível. As manobras são executadas pelos operadores das subestações, de acordo com procedimentos pré-estabelecidos definidos com base em estudos, com o mínimo de comunicação possível. Usualmente devem ser feitos sem a interferência dos Centros de Operação dos Agentes ou do ONS. Os restabelecimento das áreas devem ser feitos de forma independente, facilitando o trabalho de coordenação dos centros de operação e minimizando o tempo de interrupção da carga. 6.3 - Recomposição coordenada dos corredores de recomposição Os Centros de Operação dos Agentes acompanham a evolução da recomposição e devem comunicar aos Centros Regionais de Operação do ONS a conclusão da recomposição fluente de suas áreas. A recomposição coordenada só deve ter início após a verificação dos requisitos tais como: sobrecarga em equipamentos, estabilização de freqüência e níveis de tensão compatíveis com a configuração da área geo-elétrica. Finalmente, os Centros de Operação do ONS (Nacional e Regionais) coordenam a próxima fase da recomposição para a liberação de carga adicional e, se houver a necessidade, o fechamento de paralelos ou anéis entre as diferentes áreas. O Centro de Operação do Sistema Regional Sudeste – COSR-SE do ONS é responsável pela coordenação da operação de áreas geo-elétricas, onde estão situadas instalações dos seguintes agentes de transmissão envolvidos no blecaute: Furnas, CTEEP, ATE, PPTE, RPTE, PCTE, ETIM e LTT. Os processos de recomposição das áreas de auto-restabelecimento, sob coordenação do COSR-SE, que apresentaram problemas, serão analisados na seqüência, considerando:

as informações do Relatório de Análise de Perturbação – RAP ONS RE 3-252/2009;

a carta ONS-0023/100/2010, de 08 de janeiro de 2010, referente as principais dificuldades no

processo de recomposição.

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6.4 - Recomposição do sistema de transmissão da área coordenada pelo COSR-SE 6.4.1 - Desligamento da LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória às 22h39min O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min, de 14 de dezembro de 2009 relata que:

―As altas tensões verificadas nos troncos de 345 e 500 kV impossibilitaram a recomposição dos circuitos de suprimento à área, até o momento (22h39min) do desligamento automático da LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória, desfazendo praticamente por completo o remanescente e precário atendimento às cargas dos Estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo‖.

A fiscalização da ANEEL/SFE identificou que não foi possível o restabelecimento de linhas de transmissão disponibilizadas para a operação logo após a perturbação uma vez que não se conseguia regular a tensão para fechá-las em paralelo com o sistema remanescente. As indisponibilidades das UTRs das instalações da área não permitiram aos centros de operação envolvidos, CTRR.O/Furnas e COSR-SE/ONS, identificarem de imediato a situação do sistema remanescente e adotassem medidas para preservar parte das cargas, que permaneceram ligadas, após a ocorrência, por aproximadamente 25 minutos. O Estado do Espírito Santo ficou suprido em condições precárias, desde o momento do blecaute (22h13min) até as 22h39min, quando a LT 345 kV Ouro Preto/Vitória desligou automaticamente por colapso de tensão e conseqüentemente interrupção de todo o estado. Nenhuma medida operativa foi adotada pelo COSR-SE/ONS, para evitar esse blecaute. 6.4.2- Dificuldades para o controle de tensão na barra de 500 kV da SE Foz do Iguaçu O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min, relata as dificuldades para controlar a tensão na barra de 500 kV da SE Foz do Iguaçu, para a energização da LT 765 kV Foz do Iguaçu – Ivaiporã, para fechamento do paralelo da UHE Itaipu-60 Hz com o sistema Sul.

―Após a perturbação, as LTs 500 kV Itaipu – Foz do Iguaçu C1, C2, C3 e C4 permaneceram energizadas por 4 unidades geradoras de Itaipu 60 Hz, verificou-se tensões elevadas na SE Foz do Iguaçu 500 kV, dificultando o início da recomposição fluente do tronco de 765 kV. Com a dificuldade para obtenção do valor de limite de tensão de 765 kV na SE Foz de Iguaçu, a partir da UHE Itaipu 60 Hz, para a energização de um circuito para SE Ivaiporã, foi energizada, às 22h51min, com tensão proveniente do Sistema Sul, a LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3, com o objetivo de iniciar a recomposição do tronco de 765 kV‖. ―Às 23h08min, após o alcance da tensão mínima do setor de 500 kV de Itaipu, foi energizada a LT 765 kV F. Iguaçu - Ivaiporã C3, com a obtenção das condições para esta energização na SE Foz Iguaçu, fechando o paralelo da Usina de Itaipu com o Sistema Sul, às 23h10min, através do fechamento deste circuito no setor de 765 kV da SE Ivaiporã‖.

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A fiscalização da ANEEL/SFE constatou demora da UHE Itaipu-60 Hz em ajustar o valor de tensão em 500 kV da SE Foz do Iguaçu, conforme estabelecido na Instrução de Operação, para a seqüência do restabelecimento fluente do sistema de transmissão de 765 kV. No entanto, não foi apresentado o motivo dessa demora na adequação do valor de tensão de 500 kV da SE Foz do Iguaçu, necessária para a energização da linha de transmissão de 765 kV Foz do Iguaçu/Ivaiporã, como também o motivo pelo qual as ações de coordenação do COSR-SE/ONS, junto à UHE Itaipu, não tenham sido realizadas com a celeridade necessária. Esta condição fez com que as equipes de operação decidissem pela tentativa frustrada das 23h04min de fechamento do paralelo entre os sistemas das regiões Sul e Sudeste na SE Itaberá, sem a presença da UHE Itaipu-60Hz. 6.4.3 - Fechamento do paralelo na SE Itaberá às 23h04min O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata tentativa frustrada de fechamento de paralelo na SE Itaberá

―Com a dificuldade para obtenção do valor de limite de tensão de 765 kV na SE Foz de Iguaçu, a partir da UHE Itaipu 60 Hz, para a energização de um circuito para SE Ivaiporã, foi energizada, às 22h51min, com tensão proveniente do Sistema Sul, a LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3, com o objetivo de iniciar a recomposição do tronco de 765 kV, sem a UHE Itaipu-60Hz‖. ―Às 23h04min desligaram automaticamente vários equipamentos durante a tentativa sem sucesso de fechamento do paralelo entre os Sistemas Sul/Sudeste/Centro Oeste através da LT 765 kV Itaberá - T. Preto C3‖. ―Às 23h04min ocorreu o desligamento automático da LT 500 kV Cachoeira Paulista - Campinas durante uma tentativa sem sucesso de fechamento do paralelo Sul/Sudeste, a partir da LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá C3, com tensão proveniente da Região Sul. A partir deste horário, níveis elevados de tensão levaram à necessidade de desligamento de várias LTs para o controle de tensão e para a obtenção dos níveis permitidos desta grandeza para recomposição do tronco de 500 e 345 kV de suprimento à área‖.

A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que as 23h04min foi feita uma tentativa de fechamento do paralelo entre o sistema da região Sul com o sistema da região Sudeste que havia permanecido ligado após a ocorrência das 22h13min. Conforme relato do RAP ONS-RE-3-252/2009 no momento da tentativa frustrada de fechamento desse paralelo às 23h04min ocorreram os seguintes desligamentos de linhas de transmissão e equipamentos que estavam ligados na SE Tijuco Preto:

Desligados automaticamente os AT-01, AT-02 e AT-03 750/500 kV, AT-04, AT-05 e AT-06 750/345 kV, LT 750 kV Itaberá - T. Preto C3, LTs 500 kV T. Preto - Taubaté, C. Paulista - T. Preto C1 e C2, Ibiúna - T. Preto C1 e C2, LTs 345 kV B. Santista - T. Preto C1 e C2, Itapeti - T. Preto C1 e C2, Leste - T. Preto C1, C2 e C3 e os Banco de Capacitores 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9 e 10 de T. Preto.

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Esta tentativa de fechamento foi realizada, sob coordenação da seguinte cadeia operativa COSR-SE do ONS, CTRS.O/Campinas de Furnas e SE Itaberá de Furnas, com a execução da manobra para o fechamento das LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá C3 e Itaberá - Tijuco Preto C3 na SE Itaberá. Ficou evidenciado durante a escuta das gravações dos diálogos entre as equipes de operação em tempo real e das informações registradas nos sistemas de supervisão e controle que o COSR-SE autorizou o fechamento de tal paralelo sem fazer os questionamentos necessários ao CTRS.O/Campinas de Furnas para obter o pleno conhecimento da condição de elevada diferença de tensão nos terminais do disjuntor em Itaberá, provenientes dos dois sistemas e sem a devida coordenação com o CNOS. A instrução de Operação IO-RR.SSE - RECOMPOSIÇÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL/SUDESTE- CENTRO OESTE, Revisão n° 14 de 19/06/2009, integrante do submódulo 10.21 dos Procedimentos de Rede estabelece os parâmetros que deverão ser observados para o fechamento de paralelos entre regiões:

―(...) Condições para fechamento de paralelo entre Regiões: Nas manobras de fechamento de disjuntores é obrigatória a verificação de condições de sincronismo, antes do fechamento do paralelo entre as Regiões. Os valores limites usuais para fechamento de paralelo são: Máxima diferença de freqüência igual a 0,2 Hz Máxima diferença de tensão igual a 10% da tensão nominal Máxima defasagem angular igual a 10 graus. (...)‖

(grifos desta Superintendência).

No entanto, a fiscalização da ANEEL/SFE identificou que tal diferença de tensão estava na ordem de 350 kV (420 kV do lado de Tijuco Preto e 776 kV do lado de Ivaiporã, aproximadamente 45% de diferença) o que ocasionou o desligamento de grande parte do sistema da região Sudeste que tinha permanecido ligado após a ocorrência de 22h13min. A referida instrução de operação preconiza ainda que o fechamento de tal paralelo deve ser coordenado pelo CNOS, o que não foi obedecido pelo COSR-SE, que autorizou o fechamento sem a devida coordenação do CNOS (centro de maior nível hierárquico do ONS). 6.4.4 - Dificuldades para o fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata dificuldades para o fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto, para prosseguimento da recomposição da área de auto-restabelecimento associada à UHE Ilha Solteira:

―23h41 SE Itapeti e SE Tijuco Preto Deste momento em diante foram feitas várias tentativas de ligar a LT 345 kV Itapeti/Tijuco Preto C1 e C2, sem sucesso‖. “À 00h51min foi fechado o paralelo Usina Itaipu/Sistema Sul com o Sistema de 440 kV da Área São Paulo (corredor de I. Solteira) através da LT 345 kV Itapeti - T. Preto C2”.

Às 23h41min, com o retorno da UHE Ilha Solteira, foi disponibilizada tensão no barramento de 345 kV da SE Itapeti/CTEEP e o fechamento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto só foi efetuado às 00h51min (após1h10min).

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A CTEEP foi notificada para pronunciar-se sobre este problema, oportunidade em que reportou em sua manifestação ao Termo de Notificação emitido pela ANEEL/SFE, o seguinte:

―As primeiras tentativas de energização do circuito 2 da LT 345kV Itapeti-Tijuco Preto ocorridas às 23h44min, conforme apresentado no item 4.2.1 da tabela sequencial de recomposição, foram prejudicadas pela lógica de atuação do recém-instalado Esquema de Controle de Emergência —ECE, que operava em caráter provisório na SE Itapeti. A energização desse circuito pôde ser realizada com sucesso, tão logo foi efetuado o bloqueio do referido esquema. A instalação do referido esquema, em 17/10/2009, decorreu de determinação do ONS, com o objetivo de evitar sobrecargas na LT 345kV Itapeti-Mogi, em caso de perda do TR.1 - 345/230kV dessa SE. Sua implantação foi estabelecida em caráter provisório, durante o período da substituição dos disjuntores da LT 345 kV Mogi - Itapeti, sendo sua atuação concebida pelo próprio ONS, para evitar a saída do circuito remanescente da LT 345 kV Mogi - Itapeti, quando do desligamento do TR.1 - 345/230 kV de Itapeti, através do desligamento escalonado de até dois circuitos da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto. Não havia sido estabelecido qualquer tipo de orientação, por meio de Mensagem Operativa - MOP, emitida pela área Normativa do COSR-SE ou CNOS, contendo determinação expressa para a realização do bloqueio do referido esquema em ocasiões particulares como da ocorrência de perturbação geral envolvendo a SE Itapeti. Cabe ressaltar que todos os Esquemas Especiais Instalados na Rede Básica são de concepção e gestão do ONS não cabendo ao Agente a definição de seu modo de operação. O período compreendido entre o momento da tentativa de energização do C.2 (23h44min) e a sua efetiva energização, às 00h51min, diz respeito ao tempo necessário à identificação do problema, seguido do imediato bloqueio do Esquema, pelo Técnico de Instalação da SE Itapeti, tendo logo na seqüência sido feito o fechamento do paralelo entre os sistemas da CTEEP e FURNAS. O Esquema de Controle de Emergência — ECE, que operava em caráter provisório na SE Itapeti foi bloqueado no dia 20/12/2009 por determinação do ONS após conclusão das obras de ampliação, reforços e melhorias ocorridas nas LTs 345 kV Mogi - Itapeti, na subestação de Itapeti. Diante do exposto, conclui-se que a dificuldade para energização do circuito 2 da LT 345 kV Itapeti -Tijuco Preto foi decorrente da atuação correta do ECE conforme sua lógica concebida para atuação‖.

(grifos desta Superintendência).

Ademais, a fiscalização da ANEEL/SFE não constatou, por meio da escuta das gravações das conversas telefônicas, nenhuma orientação em tempo real por parte do COSR-SE/ONS para o COT/CTEEP de efetuar o referido bloqueio, o que denota desconhecimento das equipes de operação do ONS do Esquema de Controle de Emergência definido pelo próprio ONS.

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Esta condição retardou o início da tomada de cargas da Eletropaulo por meio das subestações Leste e Ramon Rebert Filho da CTEEP, da mesma área de auto-restabelecimento. Com a demora verificada no restabelecimento da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto, para prosseguir com a recomposição dessa área, as cargas supridas pelas subestações de Leste e Ramon Rebert Filho foram normalizadas pelo sistema de Itaipu que apesar de todos os problemas encontrados, conseguiu ser restabelecido primeiro do que a área de auto-restabelecimento associada à UHE Ilha Solteira. Desta forma, a LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto C2 somente veio a ser ligada às 00h51min, de forma coordenada, fechando o paralelo Itaipu/Sistema Sul/Sistema de 440 kV da Área São Paulo (corredor de Ilha Solteira), de modo a permitir a tomada de carga adicional nas SE Leste, Ramon Rebert Filho e Norte. 6.4.5 - Sobrecarga na LT 500 kV Campinas - Cachoeira Paulista O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009, às 22h13min, relata a ocorrência de sobrecarga na LT 500 kV Campinas - Cachoeira Paulista durante o blecaute:

“Após os desligamentos verificados, as condições operativas para o início do processo de recomposição eram caracterizadas por um perfil de tensão extremamente baixo (cerca de 0,23 pu), com o Transformador 230 / 138 kV da UHE Mascarenhas, a LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória e o tronco de 500 kV da Usina de Marimbondo (excetuando-se a LT 500 kV Cachoeira Paulista – Itajubá 3) suprindo cargas na área Rio de Janeiro / Espírito Santo e na área São Paulo, através da LT 500 kV Campinas - Cachoeira Paulista, este último equipamento, em sobrecarga acima do limite admitido para emergência (130 % do valor nominal)‖.

A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que a sobrecarga na LT 500 kV Campinas - Cachoeira Paulista, permaneceu até o seu desligamento automático provocado pelos impactos da tentativa de fechamento do paralelo entre as regiões Sul e Sudeste às 23h04min, na SE Itaberá, sem que nenhuma medida operativa tivesse sido coordenada pelo ONS no sentido da eliminação desta anormalidade. 6.4.6- Corredor 440 kV Água Vermelha(AGV)/Ribeirão Preto(RPR)/Santa Barbara do Oeste(SBO)/Sumaré(SUR) Esta área de sistema de transmissão da CTEEP não foi totalmente desligada durante o blecaute, ficando conectada ao sistema de 500 kV da área Minas Gerais, por meio dos transformadores de 500/440 kV da Poços de Caldas Transmissora de Energia – PCTE, na SE Ribeirão Preto, alimentando cargas de SE Ribeirão Preto, Santa Bárbara D’Oeste e Sumaré. O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata dificuldades para a recomposição da área de auto-restabelecimento associada à UHE Água Vermelha:

―Os transformadores 500/440 kV da SE Ribeirão Preto TR1 e TR2 permaneceram ligados após a perturbação alimentando as cargas das SE Ribeirão Preto, Santa Bárbara D’Oeste e Sumaré, através da área Minas Gerais. Às 22h28min desligou a transformação 440/138 kV de Sumaré e a LT 440 kV S. Bárbara - Sumaré, interrompendo 110 MW de carga na CPFL.

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Às 22h40min foi iniciada a partida da UG1 da Usina de Água Vermelha. Foi constada dificuldade de contato com a CTEEP para o desligamento do lado de alta tensão do TR01, manobra necessária para o sincronismo (23h19min) da unidade. Às 22h46min ligada a LT 440 kV S. Bárbara - Sumaré e o TR01 440/138 kV de Sumaré. À 00h05min foi atingido o número mínimo de 3 unidades sincronizadas, necessárias para início do processo de restabelecimento da ilha. À 00h09min foi sincronizada a UG4. À 00h11min ocorreu desligamento das UG1 e UG2, durante manobras de transferência do serviço auxiliar da Usina de Água Vermelha. À 00h22min foi iniciada a tomada de carga na SE Sumaré. À 00h23min foi ligada a UG02 voltando-se a ter o número mínimo de unidades sincronizadas na Usina de Água Vermelha, necessárias para início do processo de restabelecimento da ilha. À 00h24min foi ligado o transformador TR5 440/138 kV de Água Vermelha, possibilitando a tomada de carga pela ELEKTRO. À 01h51min foi ligada a LT 440 kV R. Preto - A. Vermelha, fechando o paralelo da Usina de Água Vermelha com a área Minas Gerais.‖

A carta ONS – 0023/100/2010, de 08 de janeiro de 2010, relata dificuldades para a recomposição da área de auto-restabelecimento associada à UHE Água Vermelha:

―Ocorreram dificuldades no sincronismo do número mínimo de unidades de auto-

restabelecimento da UHE água vermelha.

Verificou-se desligamento automático de unidades geradoras e foi relatada dificuldade

de contato entre CTEEP e AES Tietê para manobras na SE de Água Vermelha,

provocando atraso no atendimento das cargas no 138 kV, supridas a partir daquela

localidade‖.

Constatou-se, portanto, que houve falta de coordenação entre os centros de operação do ONS e dos Agentes dificultando a realização de manobras de desligamento do lado de alta tensão do TR-01 de Água Vermelha prejudicando o processo de recomposição deste corredor. 6.4.7- Corredor 440 kV Ilha Solteira/Araraquara/Santo Ângelo/Itapeti/Tijuco Preto (Furnas)/ Leste/ Ramon Rebert Filho Em atendimento da solicitação formulada pela fiscalização da ANEEL/SFE, a CTEEP informou que a recomposição fluente desta área teve início às 23h30min após a disponibilização de unidades geradoras na UHE Ilha Solteira da CESP terminando às 23h44min e que a recomposição coordenada desta área teve início à 00h03min e foi concluída às 03h21min. As barras de 345 kV das Subestações Tijuco Preto (Furnas), Leste e Ramon Rebert Filho, permaneceram energizadas após o blecaute, no entanto, tiveram que ser desligadas na fase coordenada, em virtude dos valores degradados de tensão nestas barras. Foram realizadas duas tentativas sem sucesso de energização da LT 345 kV Itapeti/Tijuco Preto C2 na fase fluente e não foi realizada tentativa de energização da LT 345 kV Itapeti/Tijuco Preto C1, pois havia indicação de tensão de retorno na fase vermelha, proveniente da SE Tijuco Preto (Furnas).

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A LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto C2 somente veio a ser ligada às 00h51min, de forma coordenada, fechando o paralelo entre Itaipu/Sistema Sul e o Sistema de 440 kV da Área São Paulo (corredor de Ilha Solteira). Às 01h32min foi fechado o paralelo entre Jupiá/Três Irmãos com a SE Ilha Solteira. A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que a normalização da última linha de transmissão desta área ocorreu somente às 03h21min. O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata dificuldades para a recomposição da área de auto-restabelecimento associada à UHE Ilha Solteira:

―Houve problemas no serviço auxiliar da Usina de Ilha Solteira, dificultando o sincronismo do número mínimo de unidades geradoras e o início do processo de recomposição do corredor. Às 23h31min ligada a LT 440 kV Ilha Solteira - Araraquara C2, após o sincronismo da sexta unidade geradora na Usina Ilha Solteira. Às 23h37min foi iniciada a tomada de 100 MW de cargas da CPFL, no setor de 138 kV da SE Araraquara, através do transformador 440/138 kV TR4 desta SE. Às 23h44min ligada a LT 345 kV Santo Ângelo - Itapeti C2, energizado o Barramento de 345 kV da SE Itapeti e efetuadas várias tentativas de energização de um circuito para a SE Tijuco Preto, através dos dois circuitos da LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto.

À 00h17min, foi informado pela CTEEP o término da fase fluente e insucesso das tentativas de envio de tensão Tijuco Preto, através da SE Itapeti.‖

―23h41 SE Itapeti e SE Tijuco Preto Deste momento em diante foram feitas várias tentativas de ligar a LT 345 kV Itapeti/Tijuco Preto C1 e C2, sem sucesso‖.

“À 00h51min foi fechado o paralelo Usina Itaipu/Sistema Sul com o Sistema de 440 kV da Área São Paulo (corredor de I. Solteira) através da LT 345 kV Itapeti - T. Preto C2”.

(grifos desta Superintendência).

A carta ONS–0023/100/2010, de 08 de janeiro de 2010, relata dificuldades para a recomposição da área de auto-restabelecimento associada à UHE Ilha Solteira:

―Demora no autorestabelecimento das unidades geradoras da UHE Ilha Solteira, devido

a problemas no serviço auxiliar da usina. Consta recomendação do RAP para a CESP

esclarecer o ocorrido e tratar o problema‖.

6.4.8- Corredor 440 kV Porto Primavera(PPR)/Taquaruçu(TAQ)/Assis(ASS)/Sumaré(SUR)/ Bom Jardim(BOJ):

Em atendimento da solicitação formulada pela fiscalização da ANEEL/SFE, a CTEEP informou que a recomposição fluente desta área teve início às 22h53min após a disponibilização de unidades geradoras

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terminando à 00h13min e que a recomposição coordenada desta área teve início à 00h45min e foi concluída às 04h17min. O RAP ONS-RE-3-252/2009 - Análise da perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min relata dificuldades para a recomposição da área de auto-restabelecimento associada à UHE Porto Primavera:

―Após a perturbação, permaneceram ligadas as UG1 e UG2 da Usina de Taquaruçu, alimentando o transformador 440 / 138 kV TR7 e as cargas da CAIUÁ e da ELEKTRO. Às 22h44min foi ligada a UG 3 da Usina de Taquaruçu, completando a primeira etapa da recomposição fluente. Às 23h12min foi ligada a LT 440 kV Taquaruçu - Porto Primavera C2. Entre 23h12min e 23h22min, foram sincronizadas as UG 2, 3, 4 e 10 da Usina de Porto Primavera. Houve dificuldade para sincronizar a 5ª Unidade Geradora devido à ocorrência de sobrefrequência na ilha formada, impossibilitando a continuidade da recomposição deste corredor. À 00h45min, após várias tentativas sem sucesso de sincronizar a 5ª unidade geradora em Porto Primavera, foi ligada a LT 440 kV Taquaruçu - Assis. Devido à demora de prosseguir com o corredor de Porto Primavera até Bom Jardim, foi ligada (00h50min), após coordenação com o ONS, a LT 440 kV Bom Jardim - Taubaté, com tensão proveniente do 500 kV de Taubaté com o objetivo de atender, com mais confiabilidade, o serviço auxiliar da SE Bom Jardim (onde está localizado o COT da CTEEP, alimentado até o momento pelo gerador de emergência). À 01h14min foi desenergizada a LT 440 kV Assis - Sumaré, após tentativa sem sucesso de fechamento do paralelo, através desta LT na SE Sumaré. À 01h53min foi sincronizada a UG8 da Usina de Porto Primavera, dando condição para a continuidade da recomposição do corredor. Às 02h08min foi ligada a LT 440 kV Assis - Sumaré na SE Sumaré, fechando o paralelo da ilha Porto Primavera - Taquaruçu com sistema de 500 kV da área de Minas Gerais. Às 02h16min, foi ligada a LT 440 kV Sumaré - Bom Jardim e desligada manualmente a LT 440 kV Taubaté - Bom Jardim, neste último terminal, de maneira a permitir tomada de carga com tensão da SE Sumaré. Às 02h19min ocorreu o desligamento automático do terminal de Sumaré da LT 440 kV Assis - Sumaré, abrindo o paralelo do corredor de Porto Primavera com sistema de 500 kV da área de Minas Gerais, tendo sido feitas, a partir deste horário, novas tentativas sem sucesso de fechamento do paralelo recém-aberto. Às 02h37min foi ligada a LT 440 kV Assis - Sumaré na Barra 2 da SE Sumaré, mantendo aberto o paralelo com S. B. D’Oeste, ligada na Barra 1. Às 02h38min foi ligada a LT 440 kV Sumaré - Bom Jardim, com tensão proveniente da SE Assis, ocorrendo, novo desligamento automático da LT 440 kV Assis - Sumaré e a conseqüente desenergização da SE Bom Jardim. Às 02h47min foi efetuada nova tentativa sem sucesso de enviar tensão para SE Bom Jardim pelo corredor de Porto Primavera, decidindo-se pela energização desta SE através dos demais corredores de 440 kV.‖

(grifos desta Superintendência).

A carta ONS nº. 0023/100/2010, de 08 de janeiro de 2010, relata dificuldades para a recomposição da área de auto-restabelecimento associada à UHE Porto Primavera:

―Na UHE Porto Primavera ocorreu a demora em sincronizar a quinta UG, condição

necessária para o atendimento da configuração mínima de unidades sincronizadas,

26

visando o prosseguimento da recomposição do corredor em 440 kV. Com a demora, o

serviço auxiliar da SE Bom Jardim (COS da CTEEP) foi atendido por Taubaté.

Após o sincronismo da quinta UG da UHE Porto Primavera, ocorreu o desligamento

automático da LT 440 kV Assis / Sumaré, atrasando o atendimento das cargas da SE

Bom Jardim. Com esta dificuldade, foi buscada a alternativa de atendimento das cargas

da CPFL e da ELETROPAULO, na SE Bom Jardim, pela SE Santo Ângelo‖.

A Barra 3 de 440 kV da SE Assis permaneceu energizada por meio da transformação 500/440 kV do Agente Abengoa, bem como o TR-2 de 440/230 kV, energizando a barra de 230 kV e a LT 230 kV Assis/Londrina; O COSR-SE/ONS coordenou a desenergização das barras de 440 e 230 kV da SE Assis para o início da recomposição fluente, no entanto, não foi possível o envio de tensão para SE Sumaré, devido insuficiência de unidades geradoras sincronizadas em Porto Primavera. 6.4.9- Recomposição do sistema de transmissão envolvendo o COT da ATE Após estas aberturas, os Sistemas Sul e Sudeste ainda permaneceram interligados, agora apenas pela LT 525 kV Londrina – Assis – Araraquara, que manteve processo oscilatório entre estes Sistemas. A LT 525 kV Assis – Araraquara somente foi desligada cerca de 1 minuto e 20 segundos após o início da perturbação por sobrecarga, separando definitivamente as regiões Sul e Sudeste. O RAP-ONS-RE-3-252-2009 traz no item 5.1.5 que “A LT 525 kV Assis – Araraquara somente abriu após 1min20s, devido ao correto bloqueio por oscilação de suas proteções de distância, face ao tipo de oscilação verificada.‖ Segundo constatou a fiscalização realizada pela ANEEL/SFE no Centro de Operação da ATE, dentre os dois canais de comunicação de dados que interligam este centro de operação e o COSR-SE/ONS, um deles ficou em condições normais de operação durante todo o período e a indisponibilidade das informações da ATE para o ONS ocorreu em face de problemas na comutação entre os canais de comunicação, internamente ao COSR-SE/ONS. De modo geral, a equipe de fiscalização da ANEEL/SFE constatou que o processo de recomposição da área do Sistema Interligado Nacional – SIN coordenada pelo COSR-SE do ONS foi marcado por uma série de problemas, caracterizando-se principalmente por:

Demora do COSR-SE (ONS) em atender os centros de operação dos Agentes durante a

preparação do sistema para o início da recomposição;

Autorização para fechamentos de paralelos e anéis sem a observância prévia das condições

de fechamento (tensão, freqüência e ângulo) especificadas nas Instruções de Operação – IO;

Autorização para fechamentos de paralelos por meio de linhas de transmissão não

especificadas nas Instruções de Operação – IO;

Autorização para o fechamento de paralelos e anéis entre áreas do sistema sem a prévia

coordenação do COSR-SE com o CNOS;

27

Inobservância da fraseologia padrão estabelecida na Rotina de Operação – RO.BR.01, revisão

7, integrante do Módulo 10 dos Procedimentos de Rede;

Demora do COSR-SE em adotar medidas para possibilitar a sincronização das linhas de 500

kV da área Minas Gerais com o sistema proveniente da UHE Itaipu-60Hz/Sul e do sistema da

ATE (LT 525 kV Londrina/Assis/Araraquara e transformação 525/230 kV da SE Assis) com o

sistema de 440 kV da área São Paulo;

Discrepâncias do sistema de supervisão e controle quanto ao estado operativo e as grandezas

elétricas nos equipamentos;

Várias tentativas de chamadas sem a complementação dos diálogos entre os interlocutores,

ruídos na comunicação durante os diálogos operativos.

Tais problemas causaram retrocessos no processo de recomposição acarretando demora para o término da recomposição, interrupção de cargas que já haviam sido normalizadas e constitui de infração. Não-conformidade (N.2) Foi verificado o descumprimento da alínea II do Art. 3º do Estatuto do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, aprovado pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 328, de 12 de agosto de 2004, destacado a seguir:

―(...) Art. 3º São atribuições do ONS: ... II - a supervisão e a coordenação dos centros de operação de sistemas elétricos, a supervisão e o controle da operação do SIN e das interligações internacionais;

(grifos desta Superintendência).

Determinação (D.2)

Encaminhar à ANEEL relatório indicando os testes simulados, realizados e programados, para garantir a

eficiência do processo de recomposição do sistema, conforme estabelece o itens 7.1.16 e 7.117,

Submódulo 10.11 dos Procedimentos de Rede.

Prazo para cumprimento: 30 dias. Constatação (C.7) - Aspectos Técnicos Operacionais SUPERVISÃO DO SISTEMA Durante a recomposição do SIN após a ocorrência do dia 10 de novembro de 2009, verificou-se no COSR-SE a perda da supervisão de várias instalações devido a problemas nos sistemas associados, dentre os quais se destacam indisponibilidades dos links de comunicação entre os Centros de Operação das Concessionárias e do ONS e falhas em Unidades Terminais Remotas – UTRs dos agentes de Transmissão.

28

De acordo com o submódulo 2.7 dos Procedimentos de Rede, é responsabilidade das Concessionárias garantir a qualidade e a disponibilidade dos recursos de supervisão e controle fornecidos ao ONS desde sua origem até a disponibilização no(s) centro(s) de operação designado(s) pelo ONS. A equipe de fiscalização da ANEEL/SFE constatou que algumas concessionárias contratam outras empresas para executar o serviço de telecomunicação de dados e voz dos seus Centros de Operação com o ONS. Em algumas destas concessionárias houve indisponibilidade do serviço prestado pelas empresas terceirizadas, tais como Embratel e Algar. Estes casos estão sendo tratados pela SFE em processos de fiscalização específicos. No entanto, a perda de comunicação de voz e dados do Centro de Operação da ATE com o COSR-SE, indica responsabilidade do ONS, como será apresentado na sequência.

No Relatório de Análise da Perturbação do dia 10 de novembro de 2009, constou uma recomendação para a ATE esclarecer e tratar as dificuldades de contato telefônico e perda dos dados para o sistema de supervisão e controle do ONS. A Concessionária comprovou para a SFE que houve a perda de apenas um link de comunicação da contratada (Embratel) e o circuito remanescente assumiu todo tráfego de informações. Por meio do Relatório de Eventos s/nº, de 14 de dezembro de 2009, a Embratel prestou à ATE as seguintes informações:

―2- Dados da ocorrência -Período: 10/11/2009 – 22:14 a 11/11/2009 - 00:34. -Impacto: Circuito RJO/IP/06424 sem Comunicação. Porém, o circuito RJO/IP/06423, assumiu todo o tráfego. -Causa: Circuito interrompido devido à falta de energia. -Solução: Circuito normalizado após restabelecimento da energia no local. 4- Conclusão Após o restabelecimento de energia, o circuito foi normalizado. Não houve impacto expressivo para o cliente em função do circuito RJO/IP/06423 ter assumido todo o tráfego. 5- Plano de ações para melhoria Não de aplica‖.

(grifos desta Superintendência).

A recomendação feita para a ATE no Relatório de Análise de Perturbação – RAP, referente ao blecaute do dia 10 de novembro de 2009 encontra-se como atendida no Sistema de Gestão das Recomendações – SGR do ONS, com as seguintes observações:

―Após nova análise pelo COSR-SE foi verificado que não ocorreram dificuldades nos contatos telefônicos com o agente ATE. Portanto, a recomendação deve ser atendida quanto ao tocante das perdas de dados. _______________________________________________________________ Posição em 22/02/2010: No dia 25/01/2010 as equipes de infra-estrutura da ATE (COS Rio e SE Assis) e do COSR-SE realizaram testes de redundância de voz e dados entre estes dois Centros de

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operação e a SE Assis, porém não identificaram qualquer problema, tendo o sistema se comportado conforme esperado. O resultado do teste foi repassado à Embratel, que permaneceu avaliando a ocorrência e estudando a necessidade de realizar novos testes para verificar problemas na rede que atende à ATE. No dia 01/02/2010, com a participação das mesmas equipes, inclusive a Embratel, foram realizados novos testes de redundância obtendo resultados positivos, porém não foi possível identificar o problema de falta de supervisão ocorrido no dia do blecaute. No mesmo dia foi realizada reunião com a Embratel visando identificar possíveis causas para a falha, não sendo informado por esta qualquer indisponibilidade em seu sistema. A Embratel informou também que todos os testes possíveis para identificação do problema foram realizados. As equipes se comprometeram em realizar novos testes mensais a fim de garantir a qualidade dos serviços‖.

(grifos desta Superintendência).

Evidencia-se, portanto, que o serviço de telecomunicação de dados e voz da ATE, prestado de forma terceirizada pela Embratel, se manteve disponível após a perturbação do dia 10 de novembro de 2009 e a sua indisponibilidade foi devido à falha nas instalações do sistema de comunicação do ONS. Quanto aos problemas de supervisão advindos de falhas em Unidades Terminais Remotas presentes nas instalações dos Agentes, a equipe de fiscalização da ANEEL/SFE ressalta que o relatório do Grupo Coordenador de Operação Interligada – GCOI sobre o blecaute de 11 de março de 1999 já havia apontado a necessidade de modernizar e instrumentalizar os Sistemas de Supervisão e Controle do SIN. Foi elaborado, então, o Projeto de Aperfeiçoamento da Observabilidade e Controlabilidade do Sistema Interligado Nacional (SINOCON), autorizado ao Operador Nacional do Sistema – ONS por intermédio das Resoluções Autorizativas nº 318, de 27 de julho de 2004 e nº 171, de 27 de abril de 2005.

O projeto foi incluído no Plano de Ação do ONS nos ciclos 2002/2004 e 2003/2005 e desde 2004 a ANEEL tem aprovando recursos para o empreendimento cuja implantação é de responsabilidade do ONS. Para a etapa emergencial do projeto SINOCON foram selecionadas 116 subestações e usinas da Rede Básica em face da sua importância estratégica para a operação. As Figuras 14 e 15 mostram a situação física das obras de implantação do projeto SINOCON, verificada pela fiscalização da ANEEL/SFE, no mês de março de 2009.

30

Figura 14- Entrega de equipamentos

Figura 15– Testes de aceitação em campo (entrada em operação)

Verifica-se, a partir das Figuras 14 e 15 que, fisicamente, a exceção do lote 4, o projeto está praticamente concluído no que tange a instalação das UTRs. No entanto, mesmo para as instalações nas quais as UTRs foram implantadas por meio do projeto SINOCON não há garantia de que as informações necessárias a adequada observabilidade e controlabilidade do Sistema estão sendo enviadas. Foi detectado que, à época da fiscalização, várias informações geradas nas subestações e coletadas pelas UTRs não eram transmitidas para os centros de operação dos ONS.

Ainda com base nas Figuras 14 e 15, nota-se que o lote 4 é o mais crítico em termos de pendências para implantação do projeto. À época da fiscalização da ANEEL, cujo termo de notificação foi emitido no dia 30 de julho de 2009, apenas 35% dos equipamentos foram entregues e apenas 10% dos testes de aceitação em campo previstos haviam sido emitidos. Segundo a manifestação do ONS ao Termo de Notificação TN nº 092/2009-SFE, de 30 de julho de 2009, a previsão para entrada em operação das remotas de Furnas vinculadas ao Lote 4 do projeto (com datas de aceitação final entre 2012 e 2015), conforme indicado na Figura 16.

100

0

20

40

60

80

%

LOTE 1

100

LOTE 2

100

LOTE 3

100

LOTE 4

35

34/34 28/28 34/34 7/20

CEMIG

CHESF

CEEE

CGTEE

COPEL

ELETROSUL

TRACTBEL

CTEEP

CESP

AES-TIETÊ

DUKE

EMAE FURNAS

CEEE

CGTEE

COPEL

ELETROSUL

TRACTBEL

CEMIG

CHESF

CTEEP

CESP

AES-TIETÊ

DUKE

FURNAS

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Figura 16 - Cronograma de implantação do Lote 4 do Projeto SINOCON (Fonte: RF-ONS-08/2009-SFE)

Portanto, apesar da relevância da implantação do projeto SINOCON, expressamente recomendado após ocorrências importantes no sistema interligado (blecautes de 1999 e de 2002), a fiscalização da ANEEL/SFE constatou que a conclusão do projeto ainda encontra-se seriamente comprometida, principalmente em função da evolução do Lote 4 que é de responsabilidade conjunta do ONS e de Furnas.

Os recursos para implantação do projeto SINOCON tem sido disponibilizados pela ANEEL para o ONS desde 2004 e até junho de 2009 já tinham sido realizados mais de R$ 81 milhões. O acompanhamento financeiro referente ao projeto 11.1 apresenta o valor de R$ 78.256,8 mil para o total deste projeto. A soma de R$ 76.197,87 milhões aprovados pela REA nº 171/2005, com R$ 23.690,74 milhões aprovado pela REA nº 1.864/2009 que totaliza R$ 99.888,61 milhões, (referência: Nota Técnica no 044/2009-SRT/ANEEL, de 19/06/2009 ), para previsão de gastos até 2012, cujos valores são apresentados na tabela da figura 16.

ANDAMENTO DO PROJETO SINOCON - LOTE 4

CONTRATO DOP-235/2004

FABRICANTE - TELVENT

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30/03/10 15/12/06 12/04/06 18/12/06 30/11/10 02/03/11 01/03/13 01/04/11

2 US Marimbondo 23/12/05 2/06/06 12/04/06 26/06/06 30/04/10 31/07/10 30/07/12 30/08/10

3 SE Brasília Sul 23/12/05 19/06/06 12/04/06 14/07/06 29/06/07 30/01/10 30/01/12 28/02/10

4 SE Cachoeira Paulista 23/12/05 23/05/06 12/04/06 17/05/06 25/08/06 18/12/06 15/02/10 28/02/10

5 SE São José 9/11/06 26/03/07 30/07/10 26/03/07 30/10/10 30/01/11 29/01/13 01/03/11

6 US Porto Colombia 30/06/10 28/09/07 30/09/10 30/10/07 30/12/10 01/04/11 31/03/13 01/05/11

7 US Campos 14/08/07 08/08/07 30/07/10 08/08/07 30/09/10 31/12/10 30/12/12 30/01/11

8 SE Barro Alto 30/05/10 30/06/10 30/11/10 30/11/10 30/12/10 01/04/11 31/03/13 01/05/11

9 SE Mogi das Cruzes 30/03/10 30/05/11 30/09/11 30/09/11 30/10/11 30/01/12 29/01/14 29/02/12

10 SE Bandeirantes 30/04/10 30/08/11 30/11/11 30/11/11 30/01/12 01/05/12 01/05/14 31/05/12

11 SE Campinas 30/05/10 30/10/10 30/01/11 30/01/11 28/02/11 31/05/11 30/05/13 30/06/11

12 US Funil 30/04/10 30/03/11 30/06/11 30/06/11 30/08/11 30/11/11 29/11/13 30/12/11

13 SE Poços de Caldas 30/05/10 30/06/10 30/11/10 30/11/10 30/09/12 31/12/12 31/12/14 30/01/13

14 SE Campos 28/02/11 30/05/11 30/09/11 30/09/11 30/11/11 01/03/12 01/03/14 31/03/12

15 SE Adrianópolis 30/11/11 28/02/12 30/04/12 30/04/12 30/08/12 30/11/12 30/11/14 30/12/12

16 SE Guarulhos 30/11/11 28/02/12 30/05/12 30/05/12 30/08/12 30/11/12 30/11/14 30/12/12

17 SE Imbariê 30/05/10 30/03/12 30/06/12 30/07/12 30/12/12 01/04/13 01/04/15 01/05/13

18 SE Rocha Leão 30/05/10 30/05/12 30/08/12 30/08/12 30/10/12 30/01/13 30/01/15 01/03/13

19 SE Itutinga 30/05/12 30/07/12 30/10/12 30/10/12 30/12/12 01/04/13 01/04/15 01/05/13

20 SE Araraquara 30/06/12 30/08/12 30/11/12 30/11/12 30/12/12 01/04/13 01/04/15 01/05/13

32

Figura 17 - Valores referentes à implantação do projeto SINOCON (R$mil)

Entretanto, grande parte das UTRs previstas no projeto ainda não foi implantada. No cronograma fornecido pelo ONS (figura 16) podemos observar que as emissões de certificados de aceitação final, de importantes subestações localizadas na área de atendimento ao Estado do Rio de Janeiro, deverão ocorrer somente em 2014 e 2015. Considerando a importância do Projeto SINOCON para a segurança e qualidade da operação do Sistema Interligado Nacional, a fiscalização da ANEEL/SFE entende que o empreendimento deve ser concluído o mais cedo possível. Não-conformidade (N.3) Foi verificado o descumprimento dos itens 4.1.1.1(a), 4.3.3 e 4.3.3.1 do Submódulo 13.2 dos Procedimentos de Rede, referente ao não atendimento do requisito de disponibilidade do serviço de telecomunicação de dados provenientes das subestações, destacado a seguir:

―4.1.1.1 Para atender à operação do SIN, o serviço de telecomunicações deve dispor de serviços de comunicação de voz e de dados, em conformidade com este submódulo e com o Submódulo 25.12. Esses serviços devem ser oferecidos em três classes, a saber: (a) Classe A: Deve apresentar disponibilidade total de, pelo menos, 99,98%, apurada mensalmente,

cujo valor de referência é o somatório dos últimos 12 (doze) meses. Isso implica uma

indisponibilidade máxima total, num período de 12 (doze) meses, de 1 (uma) hora e 45 (quarenta

e cinco) minutos.

(...)

4.3.3 Os serviços de comunicação de dados dão suporte às atividades de normatização, pré-operação, operação em tempo real, pós-operação, planejamento e programação da operação, administração de serviços e encargos da transmissão. 4.3.3.1 Para suporte às atividades da operação em tempo real (a) Devem ser disponibilizados serviços Classe A, em atendimento ao estabelecido no Submódulo 2.7: (...) (ii) entre os centros de operação do ONS e os centros de operação dos agentes de operação com os quais o ONS se relaciona‖.

(grifos desta Superintendência).

Determinação (D.3) Encaminhar à ANEEL o cronograma de implantação dos Lotes 1, 2 e 3 do Projeto SINOCON com prazo de até 12 meses para conclusão e o cronograma de implantação do Lote 4 do mesmo Projeto com prazo de até 18 meses para conclusão. Prazo para cumprimento: 30 dias.

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Constatação (C.8) - Operação COORDENAÇÃO DOS AJUSTES DE PROTEÇÃO SISTÊMICOS

A equipe de fiscalização da ANEEL/SFE constatou que o RAP ONS 3-252/2009 apresentou de maneira generalizada que a atuação de todas as proteções após a perturbação do dia 10 de novembro de 2009 às 22h13 foi correta. Por meio da Requisição de Documentos - RD n° 001, de 9 de fevereiro de 2010, durante fiscalização da ANEEL/SFE no Escritório Central do ONS, foi solicitada a apresentação da metodologia utilizada pelo ONS para embasar tal conclusão, contemplando eventualmente o estudo sobre as aberturas indevidas ou proteções que não atuaram e seus impactos. O ONS, por meio do “Relatório de Atendimento à Fiscalização da ANEEL Realizada no Período de 08 a 11 de fevereiro de 2010 no Escritório Central do ONS, no Rio de Janeiro‖ datado de 22 de fevereiro de 2010, apresentou que:

Com relação às proteções das LTs 765 kV Itaberá – Ivaiporã C1 e C2 e diferencial de Barras da SE Itaberá – 765 kV, conforme detalhado no RAP, com comprovação em registros oscilográficos, ocorreram curtos-circuitos monofásicos, que foram eliminados dentro dos tempos especificados para sistemas de extra alta tensão.

A proteção de sobrecorrente residual instantânea do reator ―shunt‖ da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3, no terminal da SE Ivaiporã, teve o seu desempenho considerado correto em função da corrente elétrica de desbalanço que circulou transitoriamente pelo neutro do mesmo, de cerca de 1.500 A. Estas correntes, de grande amplitude e forte presença de componente de corrente contínua, conforme pode ser observado nos registros oscilográficos, se verificam apenas para eventos atípicos tais como o do dia 10/11/2009, conforme já assinalado no RAP.

Quanto às atuações das proteções de distância de várias LTs do SIN, em diferentes níveis de tensão, conforme relacionadas no RAP e tendo na coluna observação da tabela seqüencial de desligamentos automáticos (Tabela item 4.1), indicado como causa sobrecarga ou colapso de tensão ou oscilação, estas tiveram seus desempenhos considerados corretos pelo fato de os relés de distância monitorarem o ponto representativo da impedância da linha no diagrama R x X e, no caso específico para os três fenômenos assinalados como causa ocorreram, conforme observado nos diversos oscilogramas apresentados pelos Agentes, sobrecorrente e/ou subtensão, eventos estes que são responsáveis pela aproximação do Zmedido da linha aos citados eixos, penetrando portanto nas características de ajustes destes relés. Para as aberturas das LTs indicando como causa oscilação de potência, ressaltamos que tal fato ocorre por não possuirem ou não estarem ativadas funções de proteção para desligamento por perda de sincronismo (PPS), diferentemente, por exemplo, do que ocorreu na LT 440 kV Sumaré – Assis onde tal função está ativada.

A análise da atuação da função PPS da LT 440 kV Sumaré – Assis, existente e ativa em seu sistema de proteção, diferentemente das demais citadas anteriormente, indicou atuação correta da mesma devido à oscilação de potência que ocorria na linha. Também foi considerada correta, a atuação da proteção de distância da LT 525 kV Assis – Araraquara, ainda que de forma lenta, fato este que ocorreu devido a seu sistema de proteção estar apenas com a função de bloqueio por oscilação ativada e a oscilação ter sido inicialmente numa velocidade cuja função de bloqueio

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corretamente impedia a atuação da função de distância. Assim, somente após sucessivos ciclos de bloqueio/desbloqueio esta veio a atuar desligando a LT. Ainda no capítulo das PPS, foi correta a atuação desta função para a LT 230 kV Pimenta Bueno – Vilhena, isolando o sistema Acre/Rondônia em uma ilha e preservando o mesmo, após atuação do ERAC, diante da fuga de sincronismo que ocorria entre este e o SIN.

A indicação correta para as proteções de sobretensão devem-se ao fato de que com a fragmentação do SIN, à medida que ocorriam diversas aberturas de linhas em cascata, algumas daquelas que permaneciam energizadas, atingiram valores de tensão superiores aos níveis aceitáveis / ajustados, ao ficarem energizadas em vazio, fato este também observado em oscilografia.

Também foi correta a atuação da proteção de mínima tensão DC dos Pólos do sistema HVDC em decorrência do colapso de tensão observado no sistema receptor (Inversora de Ibiúna), em função da escassez no suporte de reativos na região após a separação de várias Usinas, ocorridas com a abertura de diversas LTs no Sudeste. Subtensão nos níveis registrados no lado AC da Inversora, conforme ocorrido no dia 10/11/2009, fazem com que já não seja transferida nenhuma potência pelo sistema de corrente contínua, estando o mesmo nesta situação praticamente apagado.

(grifos desta Superintendência).

Com relação às informações prestadas pelo ONS acerca do desempenho do sistema de proteção do Sistema Interligado Nacional, após a ocorrência do dia 10 de novembro de 2009, tornar-se necessário aprofundar na análise da atuação da proteção de sobrecorrente residual instantânea do reator “shunt” da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3 e da proteção de distância da LT 525 kV Assis – Araraquara. 8.1- Proteção de sobrecorrente residual instantânea do reator “shunt” da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C3 Quanto à afirmação de que a proteção instantânea de sobrecorrente residual do reator no terminal de Ivaiporã operou corretamente no dia 10 de novembro de 2009, a SFE acrescenta que:

i. Na ocorrência do dia 22 de julho de 2009 (similar à do dia 10 novembro de 2009) que envolveu a perda tripla do tronco de 765 kV entre Ivaiporã e Itaberá, houve atuação da mesma proteção instantânea de sobrecorrente nos reatores da LT 765 kV Itaberá - Ivaiporã C1 e C2, no terminal de Itaberá. No RAP desta ocorrência foi considerada incorreta a sua atuação, conforme descrito abaixo:

―FURNAS informou que está providenciando o reajuste das unidades instantâneas de sobrecorrente dos Reatores das LTs 765 kV Ivaiporã-Itaberá C1 e C2 que atuaram incorretamente nesta perturbação‖. Prazo: Setembro/2009

ii. Em última análise pode-se até considerar que foi correta a atuação da proteção

instantânea de sobrecorrente do reator do circuito C3 no terminal de Ivaiporã no dia 10 de novembro de 2009, com a ressalva, no entanto, de que o ajuste para o qual a proteção atuou estava incorreto.

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O circuito 3 da linha de transmissão 765 kV Itaberá - Ivaiporã desligou pela atuação da proteção de sobrecorrente residual do reator da LT no terminal de Ivaiporã, devido à pendência de manutenção para alteração do ajuste de sua unidade instantânea. A necessidade de atualização dos ajustes na proteção de sobrecorrente residual de todos os reatores da LT 765 kV Ivaiporã – Itaberá foi reconhecida pela concessionária Furnas e pelo próprio ONS e registrada no Relatório de Análise de Perturbação - RAP da perturbação do dia 22 de julho de 2009. Furnas informou que estava providenciando a alteração das unidades instantâneas de sobrecorrente dos reatores das LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1 e C2 que atuaram incorretamente naquela perturbação. 8.2- Atuação da proteção da LT 525 kV Assis – Araraquara O Submódulo 11.7 dos Procedimentos de Rede intitulado ―Proteções de Caráter Sistêmico‖ trata do processo de implantação, ajustes e gerência das proteções de sobretensão, sobrefreqüência, subfreqüência, bloqueio por oscilação e disparo por perda de sincronismo, cujo objetivo é proteger o sistema elétrico de fenômenos sistêmicos. Este Submódulo atribui como responsabilidades do ONS, dentre outras, a coordenação das ações para implantação de novas proteções de caráter sistêmico ou para adequação daquelas existentes. O Submódulo 21.3 dos Procedimentos de Rede, por sua vez, trata dos estudos de comissionamento de instalações da rede de operação. Consta neste documento que:

i. No que tange à segurança operacional elétrica do SIN, os estudos de

comissionamento de instalações da rede de operação desenvolvem-se no

âmbito do planejamento e programação da operação e têm interface com

outros processos de operação.

ii. O objetivo deste submódulo é estabelecer a sistemática e as

responsabilidades para o processo de comissionamento de uma nova

instalação na rede de operação no que se refere aos estudos elétricos

necessários para respaldar a operação durante o período de ensaios e ao seu

acompanhamento.

iii. Esses estudos – que visam a determinar as condições operativas para a

realização dos ensaios, de forma a garantir a segurança da operação, a

qualidade do atendimento e a confiabilidade da rede de operação –

compreendem todas as análises de regime permanente, de transitórios

eletromagnéticos, de estabilidade eletromecânica e outras análises que

se fizerem necessárias para definir condições de operação seguras

durante os ensaios de comissionamento.

Este Submódulo atribui como responsabilidades do ONS, dentre outras, a coordenação do processo de estudos de comissionamento e a obtenção das informações e dados necessários à realização dos estudos para definição dos ajustes da proteção de caráter sistêmico.

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Após a abertura do tronco de 765 kV entre as SEs Itaberá e Ivaiporã no dia 10 de novembro de 2009, ocorreu sobrecarga pelas demais interligações S/SE, nas LTs 525 kV, 500 kV, 230 kV e 138 kV, o que ocasionou os desligamentos das seguintes linhas:

- LT 500 kV Bateias - Ibiúna C1 e C2, pelas atuações de suas respectivas proteções Principais e Alternadas de distância; - LTs em 230 kV e 138 kV que interligam estes dois sistemas, também pelas atuações de suas proteções de distância, todos estes ocorridos em tempos inferiores a 1 segundo.

Após estas aberturas, os Sistemas Sul e Sudeste ainda permaneceram interligados apenas pela LT 525 kV Londrina – Assis – Araraquara, que manteve processo oscilatório entre estes Sistemas. A LT 525 kV Assis – Araraquara somente foi desligada cerca de 1minuto e 20 segundos após o início da perturbação por sobrecarga, separando definitivamente as regiões Sul/Sudeste. O RAP-ONS-RE-3-252-2009 traz no item 5.1.5 que ―A LT 525 kV Assis – Araraquara somente abriu após 1min20s, devido ao correto bloqueio por oscilação de suas proteções de distância, face ao tipo de oscilação verificada.‖

(grifos desta Superintendência).

A ATE apresentou durante fiscalização da ANEEL/SFE o “Relatório de Desligamento Forçado – Preliminar” sobre o desempenho da referida proteção ratificando o correto funcionamento da proteção de distância face aos ajustes estabelecidos, conforme demonstrado a seguir.

“A perturbação consistiu no desligamento automático da LT 525 kV Assis – Araraquara, devido à ocorrência sistêmica (causa externa). Às 22:13:08.184 horas foi registrada oscilografia de oscilação de potência com corretos bloqueios da proteção de distância. Às 22:14:27.354 a impedância vista pelo relé entrou na Zona 6 em ambos os terminais. Nesta condição não ocorre o bloqueio da proteção de distância. No terminal de Assis, às 22:14:27.607 houve a partida da proteção de distância bifásica (AB, BC e CA) em zona 2, caracterizando falta trifásica. O terminal de Assis transmitiu POTT para o terminal de Araraquara, que respondeu de acordo com a lógica de ECO. Com o recebimento de POTT o terminal de Assis abriu, transmitindo TDD para o terminal de Araraquara. A atuação da proteção foi correta para os ajustes atuais. Houve falha no religamento no terminal de Assis, devido à falta de condições para fechamento.‖

(grifos desta Superintendência).

A equipe de fiscalização da ANEEL/SFE procedeu a análise do Relatório ONS RE 3/241/2005 referente aos estudos pré-operacionais associados à integração das LTs Londrina – Assis e Assis – Araraquara. Esses estudos não fazem qualquer referência sobre a necessidade do bloqueio por oscilação de suas proteções de distância. Somente são citadas as proteções de sobretensão e check de sincronismo. A ATE informou à ANEEL por meio da correspondência Co nº 031/2010, de 15 de março de 2010, que nos estudos pré-operacionais do ONS não é citada a necessidade de Out-Of-Step Tripping e quando o trip não

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é mencionado, é implementado o ajuste tradicional para este tipo de proteção, ou seja, o bloqueio por oscilação de potência. Apenas no dia 04 de dezembro 2009, em decorrência da perturbação do dia 10 de novembro às 22h13min, o ONS solicitou a ATE por meio do FAX ONS-0054/310/2009 que fosse realizada a habilitação de trip no relé de proteção da LT 525 kV Londrina - Assis por oscilação de potência apenas no terminal de Londrina. Por meio do documento RI_EQ_007/08, de 14 de dezembro de 2009, a ATE mostrou ter realizado intervenção para habilitação do ajuste de trip por oscilação de potência nos relés SEL 421 UPD1 e UPD2 terminal de Londrina da LT 525 kV Londrina - Assis, conforme solicitação do ONS. Posteriormente, por meio do FAX ONS-0057/310/2009, de 23 de dezembro de 2009, o ONS informou que com a finalização dos estudos concluiu pela necessidade de ativação da PPS (Proteção de Perda de Sincronismo), também na SE Assis da LT 525 kV Londrina – Assis. Desse modo, foi solicitada a habilitação da função de trip da referida proteção. Por meio do Relatório de Intervenção de Proteção MSE 003/10, de 30 de dezembro de 2009, a ATE mostrou ter realizado intervenção para habilitação do trip por oscilação de potencia nos Relés de Proteção SEL 421 UPD1 G1/G2 – UPD2 G1/G2 da LT 525 KV Assis – Londrina, na SE Assis, conforme solicitação do ONS. Em 19 de janeiro de 2010, o ONS encaminhou novo FAX ONS-0003/310/2010 a ATE relatando que na Proteção de Perda de Sincronismo – PPS da LT 525 kV Londrina – Assis, na SE Assis, a função de disparo é inibida pela temporização da função de bloqueio, quando essa é atingida. Desse modo, foi solicitado que o ajuste na temporização de bloqueio (OSBD) deverá ser alterado de 2,5 ciclos para 60 ciclos, evitando-se o bloqueio indesejado da função 78, cuja filosofia é de disparo quando na entrada da característica na zona de atuação nos relés de Proteção. Por meio do Relatório de Intervenção de Proteção MSE 004/10, de 26 de janeiro de 2010, a ATE mostrou ter realizado intervenção para alteração do ajuste da temporização de bloqueio (OSDB) das UPD1 e UPD2 da LT Assis-Londrina, terminal Assis, de 2,5 ciclos para o valor de 60 ciclos, conforme solicitação do ONS.

É inegável que a demora na abertura da Linha de Transmissão LT 525 kV Assis – Araraquara contribuiu

para a propagação da perturbação, uma vez que o sistema de 440 kV da CTEEP foi desligado em

condição de oscilação de potência.

A indicação da habilitação das proteções de bloqueio ou trip por oscilação de potência é de

responsabilidade do ONS, uma vez que o seu objetivo é proteger o sistema elétrico de fenômenos

sistêmicos.

Conforme exposto acima, ficou evidente para a equipe de fiscalização da ANEEL/SFE que o ONS não

avaliou nos estudos pré-operacionais, para entrada em operação da linha de transmissão, a

necessidade da ativação da proteção de bloqueio ou “trip” por oscilação de potência. De acordo a

própria ATE, a ativação do bloqueio por oscilação de potência da linha de transmissão Assis – Araraquara

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não foi implementada porque não foi indicada necessidade nos estudos pré-operacionais que foram

aprovados pelo ONS.

Ressalta-se que somente no dia 04 de dezembro 2009, em decorrência da perturbação do dia 10 de

novembro às 22h13min, o ONS solicitou a ATE por meio do FAX ONS-0054/310/2009 que fosse

realizada a habilitação do trip por oscilação de potência no relé de proteção da LT 525 kV Londrina

– Assis, no terminal de Londrina.

Não-conformidade (N.4) Foi verificado o descumprimento dos itens 5.1 (a) e (b) do Submódulo 11.7 e do item 4.2.6.15 do Submódulo 1.2 dos Procedimentos de Rede:

referente à implantação de ajustes de proteção sistêmicos inadequados na LT 525 kV Assis –

Araraquara, ocasionando demora na abertura da referida Linha de Transmissão após a

perturbação do dia 10 de novembro de 2009;

referente à atualização dos ajustes na proteção de sobrecorrente residual dos reatores das LT 765

kV caracterizada no RAP da perturbação do dia 22 de julho de 2009.

Submódulo 11.7 dos Procedimentos de Rede (...) 5 RESPONSABILIDADES 5.1 Do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS (a) Coordenar as ações para a implementação de novas proteções de caráter sistêmico ou para a adequação das existentes. (b) Elaborar, em conjunto com os agentes de operação, a especificação para as novas proteções de caráter sistêmico e para a adequação das existentes, considerando os resultados de estudos elétricos, das análises e sugestões dos agentes ou do processo de análise de perturbações. Submódulo 1.2 dos Procedimentos de Rede (...) 4 MACROFUNÇÕES FINALÍSTICAS DO ONS 4.2. Descrição das macrofunções finalísticas (...) ―Item 4.2.6.15: Para garantir a segurança elétrica operativa do SIN, o ONS determina ações voltadas para a prevenção de situações de risco potencial de interrupção de suprimento e adota medidas para evitar a ocorrência ou a propagação dos desligamentos intempestivos de equipamentos, ou, em caso de incidência de perturbações, para agilizar o restabelecimento de cargas interrompidas”.

(grifos desta Superintendência).

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VI – CONCLUSÃO

Em que pese as responsabilidades da concessionária Furnas Centrais Elétricas S.A nas causas do blecaute ocorrido no dia 10 de novembro de 2009 (RF-FURNAS-01/2010), a fiscalização da ANEEL/SFE constatou que falhas do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS contribuíram para a propagação do distúrbio. Problemas durante a fase de recomposição do sistema agravaram os efeitos do blecaute, notadamente a demora, tanto da interrupção quanto da manutenção do suprimento de energia em condições degradadas de tensão e freqüência. A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que durante a execução do Programa Diário de Operação - PDO, os centros de operação do ONS tiveram comportamento ambíguo. Determinaram a redução da geração da UHE Itaipu-60 Hz de forma coordenada e sistemática com o propósito de garantir a integridade e a continuidade do sistema. Entretanto, procederam a elevação desta geração, a partir das 19h00min, com a permanência do Alerta de Tempo Severo e sob a incidência de descargas atmosféricas sobre a SE Itaberá. Deste modo, a geração da UHE Itaipu-60 Hz (FIPU), às 22h13min, momento do blecaute, estava com 5500 MW, portanto, acima do valor programado de 4900 MW e do valor limite de 5000 MW previstos no Programa Diário de Operação e ainda na vigência do alerta e da condição de tempo severo. Após ocorrência de 22 de julho de 2009 ficou evidente a necessidade de reajustes das proteções dos reatores de todas as linhas de 765 kV e que o sistema estava submetido a risco de novos desligamentos, uma vez que a atuação da proteção foi caracterizada como incorreta pelo próprio ONS e consta no RAP ONS-RE-3-170/2009. Entretanto o ONS não determinou ações efetivas para prevenção dessa condição de risco potencial de desligamento visando garantir a segurança elétrica do SIN, conforme estabelece o Submódulo 11.7 dos Procedimentos de Rede, situação essa que culminou com a saída da LT 765 kV Ivaiporã - Itaberá circuito 3, tendo como conseqüência a interrupção total do fluxo no sistema de transmissão de 765 kV e na seqüência o blecaute no sistema interligado. Inúmeras falhas foram constatadas na observabilidade de instalações estratégicas nos estados da Região Sudeste e nos canais de comunicação que contribuíram para a demora no processo de recomposição. As deficiências de observabilidade foram agravadas pelo atraso na implantação do Projeto de Aperfeiçoamento da Observabilidade e Controlabilidade do Sistema Interligado Nacional (SINOCON) de responsabilidade do ONS (especificação, aquisição e coordenação da implementação das Umidades Terminais Remotas - UTR). Está prevista a implantação do projeto em 116 instalações da rede básica, divididas em 4 lotes. Os três primeiros lotes estão em fase final de conclusão. Entretanto, o lote 4, nas instalações de FURNAS, ainda em fase inicial de implantação, com atraso significativo. A fiscalização da ANEEL/SFE constatou que ocorreram falhas no processo de recomposição das instalações: insistência na manutenção de corredores em condições degradadas de tensão e freqüência, implantação de Esquema de Controle de Emergência - ECE na SE Itapeti da CTEEP sem a necessária documentação operativa nem o conhecimento das equipes de operação do ONS ou da concessionária e o desrespeito dos limites operativos e da hierarquia operacional, estabelecidos na Instrução de Operação.

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Houve falha do COSR-SE quando autorizou o fechamento do paralelo entre os sistemas Sul e Sudeste na SE Itaberá, fora dos limites especificados e sem a devida autorização do CNOS.

VII - EQUIPE DE FISCALIZAÇÃO

_______________________________________________________ SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO

Coordenador

_______________________________________________________ ESILVAN CARDOSO DOS SANTOS

_______________________________________________________ RENATO ABDALLA AFONSO

_______________________________________________________ VINICIUS LOPES CAMPOS

____________________________________________________ THOMPSOM SOBREIRA ROLIM JUNIOR