publicado na revista ELETRICIDADE MODERNA – novembro de 1996

 

Marcos A. P. Lefévre José Ricardo da Silveira

 

Agradecimentos

 

Este artigo exige um agradecimento especial a Arlete Garbelotti e a Zeni, da Itaipu, às equipes das bibliotecas da Copel, Eletrobrás e Eletropaulo, e a diversos colegas da Eletrobrás e Furnas que colaboraram enormemente na obtenção dos artigos utilizados como referência.

 

1. Sumário

 

Blackouts são interrupções no suprimento ao consumidor que ocorrem por problemas no sistema de transmissão ou distribuição, causando os mais diversos transtornos. O artigo tratará inicialmente de examinar o que referências internacionais falam sobre suas causas e freqüência. Embora centrado em grandes perturbações, serão também comentados blackouts locais associados a problemas na distribuição.

 

Descrição de alguns grandes distúrbios ocorridos noutros países e no Brasil serão apresentados. Blackouts internacionais famosos, como o de 1965 no Nordeste dos Estados Unidos e o de 1978 de New York, assim como as grandes perturbações ocorridas nos anos de 1984 e 1985 no Brasil, serão descritos, assim como as medidas identificadas para minorar a probabilidade de sua repetição, de minimização de seus prejuízos e aceleração da recomposição do sistema. Blackouts recentes ocorridos nos 2 últimos anos na Costa Oeste americana e nas Regiões Sudeste e Sul do Brasil, caracterizando a atualidade do assunto, também serão descritos. O impacto destas perturbações sobre a população será apresentado sobre a ótica dos prejuízos econômicos ocasionados. Com base em pesquisas, principalmente em jornais e revistas, serão também relacionados problemas sociais registrados como ocorrência de saques, vandalismos e outras formas de violência.

 

2. Introdução

 

O Manual de Terminologia do GCOI define: Blackout – situação anômala na qual parte considerável da carga de um sistema elétrico ou de uma região (blackout total) encontra-se desligada por falha no sistema de transmissão e/ou geração.

 

No dicionário encontramos: Blecaute – S.m. Escurecimento completo.

 

Verificando-se os valores de Duração Equivalente de Interrupção do Suprimento (DEC) do ano de 1995, encontramos índices na faixa de 10 a 20 horas para as principais concessionárias brasileiras [1]. Por outro lado, no que se refere a interrupções associadas à malha principal, registraram-se DEC de 1h 05min. como média da Região Sul e 25 min. para a Região Sudeste [2]. Tais valores permitem constatar que as principais causas de interrupção aos consumidores estão na distribuição e não na malha principal. Apesar disso, uma série de razões colaboram para fazer com que problemas no abastecimento de energia elétrica de grandes áreas, sejam mais relevantes que problemas localizados num pequeno grupo de consumidores.

 

A ênfase deste trabalho serão, portanto, as perturbações na malha principal. Inicialmente, entretanto, será apresentada breve descrição de blackouts associados a problemas na distribuição.

 

3. Blackouts associados à distribuição

 

A referência [3] apresenta o resultado de trabalho de análise de notícias sobre blackouts em jornais diários. Foram pesquisadas notícias nos 500 principais jornais americanos durante um ano. Identificaram-se 809 relatos de blackouts, assim classificados: Conforme a causa:

 

– 43% fatores climáticos/tempo (ventos, chuvas, descargas, calor, enchentes, neve, umidade, etc.);

 

– 30% falha de equipamento;

 

– 15% acidentes, incêndios, explosões (veículos, construções e obras);

 

– 4% animais (esquilos, mão-peladas, cobras, pássaros);

 

– 2% desastres naturais (terremotos, furacões, tornados);

 

– 1% vandalismo/sabotagem.

 

No que se refere à região, observou-se diferenças de até 4:1 entre as diversas regiões dos Estados Unidos (Oeste e Sudoeste – 1, Sudeste – 1,5 , Nordeste e Meio-Oeste – 4).

 

Determinou-se ainda forte dependência da estação do ano. Para as causas principais – fatores climáticos, equipamentos e acidentes – no verão e na primavera ocorreram 75% dos blackouts.

 

4. Perturbações na malha principal

 

4.1. Classificação das grandes perturbações

 

O Grupo de Trabalho de Performance Operacional de Sistemas de Potência do Cigré, recomendou, em 1983, um método de avaliação da performance dos sistemas quando de perturbações. Realizou pesquisa ampla, a nível mundial, do período de 1973 à 1982, complementando-a com um segundo levantamento para o período 1983 à 1989. A referência [4] apresenta a conceituação do trabalho, os resultados obtidos e as conclusões extraídas de sua análise.

 

A pesquisa tratou de perturbações do sistema interligado (BES – Bulk Electricity System Disturbances), que acarretaram na interrupção do suprimento em muitos pontos de entrega. Tais situações seriam caracterizadas por: perda da estabilidade do sistema, desligamento em cascata de linhas de transmissão e variações anormais da freqüência e/ou tensão.

 

Foram recebidas respostas de 198 empresas, cobrindo um total de 2206 anos de experiência de concessionárias.

 

A severidade da perturbação foi medida em “Minutos do Sistema” (SM- System Minutes), onde um Minuto do Sistema é equivalente a uma interrupção total da carga, tomando como base a ponta anual do sistema, por 1 minuto. A partir dessa mensuração, a classificação da severidade foi feita da seguinte forma:

 

– Grau 1 – evento de 1 a 9 Minutos do Sistema – SM;

 

– Grau 2 – 10 a 99 SM;

 

– Grau 3 – 100 a 999 SM.

 

As principais conclusões da análise foram:

 

– cada empresa vivência em média um distúrbio de grau 1 a cada 2,6 anos, grau 2 a cada 8,8 anos e grau 3 a cada 81,7 anos;

 

– sistemas cujos limites de transmissão são ditados por fatores térmicos, vivenciam menos distúrbios que aqueles limitados por estabilidade; – sistemas interligados registram menos distúrbios que sistemas isolados;

 

– sistemas na periferia de uma rede interligada são sujeitos a mais perturbações que sistemas localizados no centro;

 

– não existe correlação significativa entre numero de perturbações e tamanho do sistema;

 

– 37% das empresas não vivenciou perturbações maiores ou iguais a 1 SM no período de 1973 à 1989;

 

– uma em cada 4 perturbações deveu-se a contingências menos severas que os critérios de projeto;

 

– a performance global do período 1983 à 1989, indicou melhoria da ordem de 38% em relação ao período anterior, 1973 à 1982.

 

Com relação as causas dos distúrbios constatou-se:

 

– 22% – descargas atmosféricas e outras condições climáticas;

 

– 47% – defeito em equipamento principal ou de proteção/controle;

 

– 7% – erro humano.

 

No caso do sistema brasileiro, o critério utilizado pela referência [2] diferencia-se do Cigré, por contabilizar todas as interrupções (e não apenas perturbações) da malha principal, de mais de 1 minuto de duração, independentemente do total de carga interrompida. Os resultados para os anos de 1994 e 1995 foram os seguintes:

 

Tabela I SITUAÇÃO DO SISTEMA BRASILEIRO EM 94 E 95

 

Descrição	1994	1995
Numero de interrupções superiores a 1 minuto	114	148
Total de Carga interrompida em MWh	17942	40007
% de int.por equipamento de proteção	14,7	14,7
% de interrupção por cond.climática (descargas, vento,chuva,calor)	16,8	19,5
% de int. por erro humano ( operação/manutenção)	9,5	20,3
% de int. por meio ambiente ( contaminação,queimada,corrosão etc)	6,3	7,3
% de int.por equipamentos de potência (linhas,geradores etc_	29,5	15,4
% de int.programadas	0	2,4
% de interrupção por indisponibilidade de eqiopamento	7,4	2,4

 

Apesar da diferença de critérios, observa-se coerência entre os resultados do Cigré e CNOS, exceção feita à participação dos erros humanos no total de interrupções do ano de 1995.

 

5. Anatomia de alguns grandes blackouts (históricos)

 

5.1. Blackout do Nordeste dos Estados Unidos ( 9.11.1966)

 

A) Aspectos Técnicos

 

Ocorreu no sistema CANUSE – Canada-United States Eastern Interconnection, constituído por 28 empresas. 73% da geração era térmica e 26% hidráulica, concentrada na área de Niagara Falls e, portanto, distante dos centros de carga. A carga do sistema era de 43.582 MW e a capacidade total instalada 48.909 MW. 5 linhas de 230kV da Ontario Hydro transmitiam a geração hidráulica para a região de Toronto.

 

As linhas operavam bastante carregadas. Às 17:16 uma delas desligou por atuação da proteção de distância de retaguarda (ponto de operação entrou na zona do relé). Num intervalo de 2,7s as linhas paralelas desligaram pela atuação da mesma proteção. A abertura dessas 5 linhas provocou injeção de 1.500MW nas linhas que iam para New York, provocando instabilidade. 12 minutos após o início da perturbação o blackout havia se estendido a todas as empresas. Unidades térmicas desligaram por sobrefrequência, linhas desligaram por sobrecarga, geradores hidráulicos por sobrevelocidade, pressão baixa do óleo no regulador de velocidade, etc. Vários geradores sofreram danos (aletas das turbinas, mancais, gaxetas, etc.), inclusive um de 1000MW, quando suas bombas de alimentação de óleo lubrificante falharam. Um total de 193 unidades geradoras desligaram.

 

A recomposição do sistema foi complicada. Desconhecia-se, de imediato, a causa da perturbação, o que exigia cautela. Os serviços auxiliares das usinas térmicas dependiam de alimentação externa não existente (muitas empresas não haviam previsto tal possibilidade). Alimentações de emergência tiveram que ser improvisadas. A Marinha cedeu geradores portáteis e proveu alimentação a partir de navios. A recomposição das redes de cabos subterrâneos também se revelou complicada e não permitiu tratamento prioritário a hospitais, iluminação pública, transporte ferroviário e sinalização de trânsito. A recomposição da cidade de New York só se completou 13 horas depois da ocorrência.

 

B) Aspectos Sociais

 

Foi o maior blackout até então ocorrido, afetando muito mais pessoas (30 milhões) que qualquer evento anterior, inclusive aqueles provocados por tornados, cheias e outras causas naturais. 8 estados nos EUA mais a província canadense de Ontario, numa área total de 80.000 milhas quadradas, foram afetadas. Providencialmente o problema ocorreu num dia de clima suave, céu claro e lua cheia. Os nova-iorquinos reagiram esportivamente apesar dos enormes problemas. 630 trens subterrâneos pararam prendendo 800 mil pessoas. Muitas tiveram que sair atravessando túneis fétidos e com ratos. Outras ficaram presas a noite toda em elevadores, trens ou arranha-céus. Os hotéis ficaram lotados. Milhares de pessoas dormiram em lojas, escritórios e estações de trens. Comer ficou difícil. Fogões elétricos, máquinas de lavar pratos, bombas d’água ficaram inoperantes.

 

Centenas de motoristas ficaram sem gasolina; as bombas elétricas nos postos não funcionavam, paralisando também o transporte público por ônibus. Voluntários dirigiram o tráfego e patrulharam as ruas. A população também levou geradores portáteis, lanternas e gelo aos hospitais.

 

Houve “quebra-quebra” promovido por 320 presos em presídio de segurança máxima, exigindo a presença de guardas estaduais e o recurso a gás lacrimogêneo.

 

Duas mortes foram registradas, uma por queda de escada no escuro e outra por ataque cardíaco após o esforço de subir 10 andares de escada. Aeroporto Kennedy não tinha sistema de alimentação elétrica de emergência, ficando fechado por quase 12 horas. O fato de não ter havido nenhum desastre aéreo foi atribuído por alguns à noite clara.

 

O prejuízo foi estimado em 300 milhões de dólares, dos quais 100 só em Nova York. Na referência [10] o autor opina que os consumidores classificaram o blackout de inconveniente a calamitoso em função de como foram atingidos por sua duração. Suas dúvidas são sempre associadas a duração, como: “Quando a luz vai voltar?, Algo será feito para não ficarmos no escuro tanto tempo?, Irão nos explicar o que aconteceu?”.

 

C) Lições Aprendidas

 

A repercussão do blackout foi tamanha que originou relatório do Federal Power Comission – FERC ao presidente. As análises feitas envolveram especialistas em sistemas elétricos, o FBI e o Departamento de Defesa. Um dos questionamentos levantados foi se a operação interligada era uma medida adequada.

 

O relatório do FERC continha 19 recomendações, muitas das quais originaram sensíveis mudanças no setor elétrico como:

 

– necessidade de fontes alternativas para os serviços auxiliares;

 

– importância da coordenação dos sistemas interligados (deu origem a criação do NPCC – Northeast Power Coordinating Council);

 

– necessidade de esquemas de alívio de carga;

 

– importância da revisão freqüente dos ajustes dos relés;

 

– prioridade da confiabilidade sobre a economia;

 

– avaliação mais realística da reserva girante.

 

Outros relatórios exigiram também da industria construir mais interligações e reduzir a taxa de falha dos componentes e a freqüência dos desligamentos [10].

 

Uma série de praticas hoje existentes nas áreas de planejamento e operação de sistemas resultaram das análises feitas do blackout [9]. Dentre elas destacamos:

 

– sistema deve suportar a perda de qualquer linha, gerador ou contingência de probabilidade maior que 1 em 100 anos;

 

– centros de controle da segurança do sistema devem ser implantados para operação contínua;

 

– devem ser garantidos recursos para o desligamento seguro de geradores térmicos;

 

– computadores on-line devem ser utilizados para auxiliar a operação do sistema.

 

5.2) Blackout de New York de 13 de julho de 1977

 

A) Aspectos técnicos

 

A Consolidated Edison, que supre New York, estava com uma carga de 5860 MW atendida com geração própria de 3000 MW e por intercâmbio externo. Este era feito através de 5 linhas de 345 kV e 2 linhas de 138 kV. Às 20:37 uma descarga atinge uma torre desligando as 2 linhas de interligação de 345 kV que compartilhavam esta torre além de outro circuito de 345 kV adjacente. As 3 linhas permanecem desligadas.

 

Um circuito de 345 kV apresenta sobrecarga. A Con Edison toma medidas para elevar a geração própria. Às 20:56 nova descarga atinge outra torre desligando os 2 circuitos associados e mais um circuito de 345 kV adjacente. Com isso 4 das linhas de 345 kV que constituíam a interligação ficaram fora e a linha remanescente, assim como outros circuitos, ficaram com sobrecarga.

 

O desligamento de uma das linhas não foi percebido pelo centro de operação da Con Edison. Das 20:55 às 21:19 diversas ações operativas foram tomadas com o envolvimento do NYPP – New York Power Pool, como: ordenada partida de turbinas à gás, recebida do NYPP instrução para cortar carga e reduzir tensão e outras. Várias das medidas não levaram em conta uma das linhas estar fora. Além disso, as unidades à gás anteriormente acionadas não sincronizaram pois o esquema de sincronismo automático teve problemas com a tensão baixa da rede. Por volta das 21:19, linhas em sobrecarga desligam por curto circuito e com elas um transformador por sobrecarga. Às 21:23 a Con Edison, atendendo a novo pedido do NYPP, tenta cortar carga manualmente mas não é bem sucedida (esquema complexo para evitar desligamentos acidentais). Em torno das 21:29 as linhas de interligação remanescentes desligam deixando a Con Edison isolada. O esquema de alívio de carga tenta restaurar o equilíbrio entre carga e geração. É, entretanto, mal sucedido, devido as tensões elevadas surgidas em decorrência do corte de carga e elevada capacitância da rede de cabos subterrâneos. Com isso ocorre o colapso do sistema.

 

B) Aspectos sociais

 

O blackout durou até 25 horas e afetou 9 milhões de pessoas. Ao contrário do de 1966, os distúrbios a ordem pública foram enormes, sendo comparados aos associados a desordens civis. Do prejuízo estimado em mais de 350 milhões de dólares pelo DOE (Department of Energy), a metade ocorreu por saques ou incêndios criminosos (da ordem de 1037). Um total de 1809 incidentes de dano à propriedade foram registrados. Milhares de prédios foram afetados por incêndios, ou apresentaram danos devidos ao acúmulo de lixo ou entulho. Ocorreram 2 mortes, ferimentos em 436 policiais, 80 bombeiros e 204 cidadãos. 3000 prisões foram efetuadas.

 

Além disso, os demais problemas registrados no blackout anterior voltaram a ocorrer.

 

Milhares de pessoas ficaram presas em elevadores, trens e arranha-céus. Geradores portáteis de emergência tiveram que ser fornecidos às pessoas dependentes de equipamentos de suporte à vida (respiradores, pulmões artificiais, rim artificial) em suas casas ou em instituições que não tinham alimentação de emergência – 1100 pessoas só na área metropolitana de New York. Aeroportos foram fechados, o transporte público parou por falta de eletricidade para os trens e bombas de gasolina. O esgoto foi jogado na baía sem tratamento.

 

Nos hospitais, embora a alimentação de emergência tenha funcionado para a maioria deles, muitas vezes cargas importantes como raio X, elevadores, sistemas de chamada de enfermeira, de gases medicinais e enfermaria de prematuros não eram supridas pelo sistema de emergência.

 

Fruto de todos estes problemas, a Consolidated Edison respondeu a ações legais da ordem de 10 bilhões de dólares.

 

C) Lições aprendidas

 

Informações mais do que suficientes para enfrentar o estado de emergência estavam disponíveis no Centro de Operação. Sua apresentação precisava, contudo, ser melhorada, de forma a permitir que o operador tivesse uma visão clara do que estava acontecendo e não fosse “afogado” com informações supérfluas.

 

A grande maioria dos equipamentos de proteção se comportou adequadamente. As falhas que ocorreram representam um desafio para melhorar sua performance.

 

5.3 Blackout de 18.4.84 da região sudeste do Brasil

 

A) Aspectos Técnicos [13]

 

O despacho de geração explorava as usinas da bacia do Paranaíba, mantendo reduzida a geração das usinas na bacia do rio Grande. Dois transformadores de interligação de 500/345 kV em Jaguara apresentaram sobrecarga. As medidas operativas tomadas foram insuficientes. Às 16:37 o primeiro transformador e às 16:43 o segundo, desligam por sobretemperatura elevada do enrolamento. Dada a configuração da subestação, desligaram todos os disjuntores de 500 kV provocando a instabilidade do sistema, a abertura da interligação Sul – Sudeste, o desligamento em cascata de linhas e geradores, com o sistema se decompondo em ilhas. O grau de severidade da perturbação foi avaliado em 97 SM.

 

B) Aspectos Sociais [14], [15]

 

6 estados brasileiros e 45 milhões de pessoas foram afetadas. A escuridão atingiu quase toda região sudeste por 28 minutos. A recuperação total do sistema só ocorreu após 2 horas e 40 minutos.

 

Os noticiários registraram 2 horas de medo em São Paulo. Semáforos sem funcionar, o trânsito parou. Trens pararam entre estações e passageiros, orientados por funcionários, tiveram que caminhar pelos trilhos e atravessar túneis. Irritada com a falta de trens, a multidão iniciou “quebra-quebra” seguido de incêndio na estação Júlio Prestes. A partir daí deram-se saques em lojas vizinhas. Na estação Roosevelt, além do “quebra-quebra”, ocorreram disparos ferindo 7 pessoas.

 

Redações de jornais e rádios começaram a receber telefonemas aflitos. “Golpe de estado?”, “vingança do governo pela campanha das diretas?”, “sabotagem?”, “extra-terrestres?”. Caracterizou-se uma completa falta de comunicação. A central de polícia não podia falar com os carros de patrulha.

 

C) Lições Aprendidas [16]

 

As seguintes principais lições foram relatadas nesta referência:

 

– gastos com a operação e manutenção devem ser prioritários;

 

– é fundamental para a operação, a tranqüilidade e segurança das pessoas que a executam;

 

– a implantação de sistemas de supervisão e controle deve ter absoluta prioridade;

 

– deve-se investir no pessoal de operação (treinamento, dimensionamento e motivação).

 

5.4 Blackout de 17.9.85 da região sudeste do Brasil

 

A) Aspectos Técnicos [13] Queimada desliga a linha Marimbondo- Araraquara II – 500 kV. Religamento mal sucedido provoca o desligamento também do circuito I desta linha. O esquema de controle de emergência – ECE da usina de Marimbondo não atuou, devido a linha ter ficada energizada em vazio (corrente capacitiva era superior ao “drop-out” do relé). A não atuação do ECE causou o desligamento do transformador de Água Vermelha 500/440 kV por sobrecarga. As oscilações que se seguiram provocaram o desligamento em cascata de linhas e geradores, dando lugar a formação de ilhas. O grau de severidade da perturbação foi de 22 SM.

 

B) Aspectos Sociais

 

Coordenador da defesa civil do estado de São Paulo comentou que a falta de energia se deu em um horário favorável, tornando desnecessário acionar qualquer esquema especial de segurança.

 

C) Lições Aprendidas [13]

 

Como fruto da análise desta ocorrência e da de 18.4.84, o Subcomitê de Estudos Elétricos do GCOI implantou as seguintes soluções:

 

– novos ECE (ilhamento de usinas, cortes de geração, controle de carregamento de transformadores);

 

– estabelecidos novos esquemas de alívio de carga;

 

– implantados esquemas de inserção automática de reatores;

 

– reajuste de proteções de sobretensão levando em conta, inclusive, agilidade na recomposição do sistema;

 

– estudo mais detalhado dos desligamentos programados;

 

– otimização dos controladores, incluindo implementação de PSS em várias usinas;

 

– revisão mais freqüente (trimestral) de limites.

 

Além destas, a referência relaciona também alguns outras observações de relevância, como:

 

– importância da simulação da perturbação como forma de assegurar o perfeito entendimento do que houve e aferição das ferramentas e modelos;

 

– reconhecimento que períodos hidrológicos críticos levam à utilização máxima dos sistemas de transmissão, tanto nos períodos de ponta como nas cargas leve e média;

 

– grandes perturbações na maioria das vezes se constituem de contingências duplas ou múltiplas – portanto acima do critério de planejamento do sistema – seguidas de falhas de esquemas de proteção.

 

5.5) Análise da Recomposição do Sistema nas Perturbações do Sudeste [17]

 

Após os grandes blackouts do sudeste, a área de operação de Furnas realizou um amplo debate, envolvendo dezenas de engenheiros, despachantes e operadores, tanto do escritório central como dos regionais, para identificação e avaliação dos problemas ocorridos na recomposição.

 

A profundidade da análise e a abrangência dos questões identificadas, justificam destacar as seguintes constatações:

 

– a normalização fluente, ou seja, a descentralização a nível das subestações das manobras de recomposição, sem necessidade de envolvimento do Despacho Central, efetivamente colaborou para acelerar a restauração;

 

– a comunicação de voz ficou congestionada. Equipe envolvida com a recomposição recebia dezenas de telefonemas, motivados apenas pela curiosidade pessoal ou “à pedido da chefia”, não tendo como saber previamente, se o telefonema era “operativo” ou “informativo”;

 

– excesso de pessoal de apoio e chefias nas sala de controle, desviou a atenção dos despachantes e operadores (sugeriu-se salas de apoio anexas);

 

– limitações, talvez desatualizadas (restrições à energização de transformadores), retardaram manobras de recomposição;

 

– solicitações de corte de carga não foram adequadamente atendidas;

 

– SCADA não apresentou boa performance. Computadores e periféricos não davam conta da quantidade de informações;

 

– alarmes estridentes aumentaram o stress sobre a equipe de operação;

 

– testes de verificação da consistência e nível de aprendizagem das instruções de operação devem ser feitos periodicamente;

 

– treinamento específico de recomposição deve ser feito;

 

– estruturas regionais de operação, subordinadas à área de manutenção, revelaram-se inadequadas (treinamento inadequado, canais de comunicação lentos, prioridade a manutenção);

 

– relés de bloqueio utilizados como “multiplicadores” de contatos promoveram impedimentos desnecessários;

 

– serviços auxiliares de subestações com comandos fora da sala de controle trouxeram dificuldades.

 

6. Anatomia de Alguns Blackouts Recentes

 

6.1. Perturbação de 13.12.94 envolvendo o Sistema de Transmissão de Itaipu

 

A) Aspectos Técnicos [18]

 

A perturbação ocorreu às 10:12, sendo provocada por erro humano quando de testes de atuação do Esquema de Isolação Forçada da SE Ibiúna. Tal erro provocou o desligamento dos 2 bipolos de +- 600 kV, seguindo-se o desligamento do tronco de 750 kV por oscilação. Com isso o Sistema Sul/Sudeste perdeu a Usina de Itaipu, que no momento gerava 9200 MW. O esquema de alívio de carga atuou, desligando 8630 MW ( 7200 MW no Sudeste e 1430 MW no Sul). A interligação Itaipu -Ande abriu por taxa de variação de freqüência. A Usina de Acaray desligou acarretando o colapso total do sistema paraguaio (o esquema de alívio de carga da Ande não funcionou adequadamente, havendo sobrecarga em Acaray).

 

Linhas e unidades geradoras desligaram por oscilação ou sobretensão, em todo o Sistema Sul/Sudeste. Em alguns poucos casos por atuação incorreta da proteção. A atuação do esquema de alívio de carga evitou o colapso do Sistema Sul. O tempo médio de recuperação foi de 33 minutos e o tempo máximo da ordem de 1h e 15 minutos. Tal recuperação rápida possibilitou que o grau de severidade da perturbação fosse de apenas 9 SM.

 

B) Recomendações dos Grupos de Estudo [18]

 

A analise da ocorrência deu origem a reavaliações dos ECE envolvendo a Usina de Itaipu, dos esquemas de alívio de carga regionais, do Esquema de Isolação Forçada de Ibiúna e dos esquemas de inserção de reatores quando de sobretensões.

 

6.2 Perturbação de 26.3.96 na Usina de Furnas [19]

 

A) Aspectos Técnicos

 

Às 9:18 horas, manobra errada de seccionadora na Usina de Furnas, provocou, em função da não atuação do circuito de supervisão, operação da proteção diferencial de 345 kV, desligando a usina e as 7 linhas de transmissão ligadas ao barramento de 345 kV.

 

A perturbação provocou o desligamento em cascata de transformadores e linhas, principalmente por sobrecarga, e de geradores por sobrecarga ou sobreexcitação. Os ECE minimizaram a propagação do defeito. A carga interrompida atingiu 5746 MW. A recomposição do sistema levou até 1h e 40 minutos devido a problemas surgidos em 2 usinas. Na Usina de Itumbiara todas as unidades foram bloqueadas por falha de condução de pontes tiristoras, tornando necessário alimentação externa. Na Usina de Jaguara todas as unidades tiveram partida atrasada, uma delas por fechamento da comporta da tomada d’água e as outras 3 por agarramento das sapatas de freio. Com isso o grau de severidade da perturbação foi de 16 SM.

 

B) Aspectos Sociais

 

De acordo com a Polícia Militar de Belo Horizonte, todos os semáforos ficaram inativos e grandes congestionamentos se formaram. Cinco acidentes sem vitimas foram registrados. O Pronto-Socorro do Hospital João 23, o principal de Belo Horizonte, restringiu o atendimento aos casos mais graves já que a sala de raios X, a cozinha e a enfermaria ficaram sem luz.

 

C) Lições Aprendidas

 

A análise da perturbação identificou as seguintes principais necessidades:

 

– avaliação do reforço da interligação entre as redes de 440 e 500 kV;

 

– estudo do equilíbrio carga x geração nas eventuais ilhas que possam ser formadas em perturbações sistêmicas;

 

– atualizar procedimentos de recomposição fluente (descentralizada);

 

– continuar a investir na capacitação e formação de equipes de operação e manutenção.

 

6.3. O Blackout de 14.12.1995 da Região Oeste dos Estados Unidos [20]

 

A) Aspectos Técnicos

 

Foi uma das maiores perturbações dos últimos anos. O sistema fragmentou-se em 6 ilhas, interrompendo o suprimento de mais de 9000 MW e atingindo 1,7 milhões de consumidores em 11 estados americanos e 2 províncias do Canadá.

 

Teve início à 1h25min quando ocorreu falha monofásica numa linha curta de 3 terminais, por contaminação de isolador. A linha foi desligada normalmente. Dado a falha de um relé de proteção, um terminal da linha paralela também abriu, acarretando ainda, devido ao arranjo do barramento, no desligamento de uma linha longa, também de 345 kV. Seguiram-se uma série de desligamentos em cascata. Linhas desligaram por sobrecarga e oscilação. O sistema tornou-se instável. Unidades nucleares desligaram por baixa tensão. Ilhamentos ocorreram provocando tensões e freqüências anormais. Muitas unidades geradoras desligaram por sub ou sobre freqüência, instabilidade da caldeira, tensão baixa, etc.

 

O esquema de corte de carga do sistema, instalado em fins da década de 70, operou pela 2ª vez, a 1ª havia ocorrido também em 94, quando terremoto em Los Angeles provocou a atuação dos 2 primeiros estágios. Desta vez, 6 dos 7 estágios atuaram em algumas áreas. O suprimento de 40% dos consumidores atingidos foi restabelecido em poucos minutos. Para os demais, em até 4 horas. Parte da carga cortada foi restabelecida automaticamente com a recuperação da freqüência. Alguns restabelecimentos manuais foram feitos antes da recuperação da freqüência, contribuindo para retardá-lo. Uma fábrica de alumínio tomou carga sem a permissão da concessionária e teve que ser desligada um minuto após.

 

B) Lições Aprendidas

 

Eventos como este trazem à luz muitos erros e problemas latentes. Análise do WSCC recomendou mais de 30 áreas de melhoria, como: necessidade de melhorar as instruções e o treinamento dos operadores no que se refere à recuperação da carga, utilização de relés de distância nas linhas de sub-transmissão, compensação reativa automática utilizando micro-processadores, utilização de equipamentos digitais modernos para o controle e proteção de usinas, alívio de carga por sub-freqüência e sub-tensão com melhorias na recuperação da carga, etc.

 

7. Custo das Interrupções

 

Questões do seguinte tipo surgem no dia-a-dia das áreas de operação e planejamento: “Esta manutenção deve ou não ser programada no horário comercial?”, “Quanto vale à pena gastar para minimizar o tempo de retorno em emergência deste equipamento?”, “Vale à pena despachar as térmicas?”, “Quando devo ampliar a capacidade de transformação desta subestação?”.

 

Nestes casos o conhecimento do custo da interrupção, ou ainda, dos prejuízos aos quais a sociedade é submetida quando de interrupções de energia, é muito útil à tomada de decisão.

 

A referência [21] apresenta um conjunto de dados e informações muito interessantes sobre o assunto. O levantamento desses custos através de pesquisa direta junto aos consumidores tem se revelado a tendência mundial.

 

Os últimos levantamentos tem confirmado que estes custos variam com a estação do ano, a hora da interrupção, o tipo de indústria, comércio, etc. Normalmente, entretanto, apresentam-se os resultados em função apenas do segmento de mercado – industrial, comercial e residencial – e da duração da interrupção. Para o segmento industrial o custo em US$/kW normalmente decai com a duração da interrupção. É no início desta que ocorrem as perdas referentes ao produto estragado e onde a retomada do processo produtivo torna-se custosa após um certo tempo sem energia.

 

No segmento comercial o custo unitário é pequeno no início, mas depois tende a crescer acentuadamente, estabilizando-se em seguida.

 

No segmento residencial, o custo unitário de uma interrupção não costuma variar com a duração da interrupção. A partir dos dados da referência [21] é possível compor, para perturbações de 1 hora de duração, ver a Tabela I

 

Da tabela verificam-se diferenças significativas nos custos, não só entre as empresas da América do Norte e Brasil, como também entre empresas americanas e canadenses. Estas diferenças são facilmente explicáveis pelo método direto, porém subjetivo, de levantar os custos e pela diferença na composição dos parques industriais e tipo de comércio. Considere-se ainda que na maior parte dos casos o que se precisa é apenas uma ordem de grandeza para o custo da interrupção.

 

No caso brasileiro, considerando uma composição de carga para o Sistema Sul-Sudeste de 56% industrial, 29% residencial e 15% comercial (valores do SIESE – Sistema de Informações Empresariais do Setor de Energia Elétrica, período jan/set de 1995), chegaríamos a um custo de interrupção da ordem de 1,2 US$/kWh.

Tabela II -CUSTO MÉDIO DA INTERRUPÇÃO DE 1 HORA EM US$/KWH

 

Segmento	Empresa 1	Empresa 2	Empresa 3	Empresa 4	Brasil
Residencial	0,50	0,53	0,82	0,32	0,0
Comercial	7,0	7,28	7,39	13,15	4,76
Industrial	6,0	5,33	4,86	12,70	0,95

 

Obs: Empresa 1 a 3 dos EUA e 4 Canadense

 

No caso do Brasil, considerou-se perturbação ocorrendo entre 8 e 18 h.

 

8. Comentários Finais

 

Por mais que um sistema elétrico esteja bem projetado e seja bem operado, grandes perturbações acontecem, uma vez que não é econômico ou mesmo possível, protegê-lo para todas as contingências.

 

Muitas destas perturbações originam blackouts, com conseqüências sociais e econômicas bastante severas para uma sociedade mais e mais dependente de energia elétrica. É interessante observar que os problemas sociais são muito associados ao horário e duração da interrupção.

 

Medidas defensivas, como a implantação de Esquemas de Controle de Emergências (ECE), de alívio de carga, de ilhamento de usinas e muitas outras, tem se revelado extremamente efetivas na redução dos impactos destas grandes perturbações.

 

No caso brasileiro, a freqüência de realização dos estudos de operação, complementada pelo estabelecimento de fóruns para análise dos principais desligamentos programados, tem permitido manter os estudos atualizados e identificar medidas defensivas adequadas.

 

O estudo das grandes perturbações ocorridas também tem se revelado uma enorme fonte de aprendizagem. Ressalta-se, entretanto, que estudos rápidos, necessários para dar uma resposta imediata à sociedade, devem ser complementados por estudos de maior fôlego, sem o espírito de encontrar culpados, a fim de extrair o maior número de lições do evento ocorrido.

 

O processo de transformação que atravessa o setor elétrico a nível mundial, tem ocorrido numa tremenda velocidade. Tal fato introduz o risco de não serem adequadamente estabelecidos ou ajustados, os foros de coordenação da operação interligada, tão importantes para assegurar a confiabilidade da operação, conforme demonstra a análise de blackouts ocorridos no passado.

 

Aspectos econômicos e financeiros, relacionados às novas exigências que investidores vem impondo às companhias de energia elétrica, podem vir a criar pressões para que estas passem a privilegiar políticas de operação que promovam o maior retorno financeiro, que nem sempre seriam as que garantiriam a maior confiabilidade operativa. Este novo ambiente contrasta com o tradicional no qual, após estabelecer-se uma estratégia operativa “segura”, busca-se a minimização dos seus custos.

 

Esse novo cenário exige que sejam desenvolvidas ou aperfeiçoadas ferramentas analíticas que permitam melhor cotejar as expectativas de retorno financeiro contra os riscos operativos, entendendo-se estes como os riscos de ocorrerem falhas no atendimento à carga.

 

Outra medida necessária, seria estabelecer penalizações tarifárias em função dos tempos de interrupção do suprimento e da sua freqüência, de modo que estas sinalizações econômicas sejam consideradas nas políticas de operação.

 

No caso brasileiro, um cuidado adicional precisa ainda ser tomado, já que condições hidrológicas desfavoráveis, superpostas a um crescimento de mercado superior ao previsto e a atrasos nas novas instalações do sistema, tem levado a uma operação sem folgas.

 

REFERÊNCIAS

 

1- Eletricidade Moderna, julho 1996, p.112.

 

2- Relatório de Acompanhamento e Avaliação da Operação Interligada, CNOS/ ELETROBRÁS, dez.1995, p.11/16.

 

3- Understanding blackouts is first step in protecting against them, Fred H Lemke, Power, set.1988, p.43/48.

 

4- Update on the disturbance performance of bulk electricity systems, B.K.Lereverend, R.P.Towstego, Electra Nº 143, agosto 1992, p.87/99.

 

5- The blackout: It all happened in 12 minutes, Leonard M. Olmsted, Walter D. Brown, Julius Bleiweis, Electrical World, jan.1966, p.67/74. 6- The Northeast power failure – a blanket, Gordon D.Friedlander, IEEE spectrum, fev.1966, p.54/73.

 

7- The Northeast – The disaster that wasn’t, Time, nov.1965, p.8/13.

 

8- What did we learn from the Great Blackout?, Power Engineering, jan.1967, p.27.

 

9- Stone & Webster submits report on Northeast Interconnected Electric Power Systems, T&D, dez.1966, p.54.

 

10- Keep generators running improve reliability at little cost, Clarence F. Paulus, T-PA&S 73, p.243/247.

 

11- Anatomy of a blackout, G.L.Wilson, P.Zarakas, IEEE spectrum, fev.1978, p.39/46.

 

12- New York City’s blackout: a $ 350 million drain, Robert Sugarman, IEEE spectrum, nov 1978, p.44/46.

 

13- Experiência em grandes perturbações – problemas operacionais e soluções encontradas, X.Vieira F., J.J.G.Couri, P.Gomes, O.L.L. Baptista, A.Garcia, IX SNPTEE, GOP,1987.

 

14- Pane no sistema da Cemig deixou seis estados no escuro, Mundo Elétrico, maio 1984, p.46.

 

15- De repente, as trevas, Revista Visão, 30.4.84.

 

16- As lições do Blackout de abril de 1984, Lindolfo Ernesto Paixão, revista Engenharia, nº 451/1985.

 

17- Relatório do Painel sobre os Três últimos Blackouts, Superintendência de Operação de Furnas Centrais Elétricas, Nota Técnica DOS.O 001.86, Renato de Queiroz Silva.

 

18- Análise da perturbação do dia 13/12/94 às 10h12min envolvendo o sistema de transmissão em CC e CA associado à Usina de Itaipu, Relatório SCEL-GTP-GTPO-01/95, SCEL,GCOI.

 

19- Análise da ocorrência do dia 26/3/96 às 9h18min Relatório SCEL-SCO/01/96, GCOI.

 

20- The December 14, 1994 Breakup of the Western North American Power System: Failures, Successes, and Lessons, Carson W.Taylor, Jeff R. Mechenbier, James W.Burns, V Sepope, maio 1996, p.123/130.

 

21-Determinação dos custos de interrupção do fornecimento de energia elétrica, Paulo Gomes,Cesar R.Zani, M.Th.Schilling, Geraldo P.Caldas, Fernando F.Café, Eletricidade Moderna, julho 1996, p.146/152.