Amapá deve ganhar nova subestação e linha de transmissão para reforçar confiabilidade

Estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a pedido do Ministério de Minas e Energia (MME), apontam para a necessidade de contratação de uma nova subestação na capital do Amapá, assim como mais uma linha de transmissão no estado, disse Paulo Cesar Magalhães Domingues, secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético da pasta, em entrevista coletiva concedida nessa terça-feira, 7 de dezembro.

Os estudos relacionados à instalação desses empreendimentos adicionais devem ser concluídos até abril, para que possam ser incluídos no leilão de transmissão previsto para dezembro de 2021.

Essa subestação deve ser construída em Macapá, a fim de implementar redundância no abastecimento do Amapá, em um segundo ponto da rede básica para dar mais flexibilidade operativa. “Esse novo ponto de suprimento deverá ser conectado às duas linhas de transmissão do Amapá, a que chega do Sistema Interligado Nacional e a que vem das hidrelétricas no Norte do Estado”, disse o secretário.

Além dessa nova subestação, a EPE, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e os demais agentes vão estudar a instalação de mais uma linha de transmissão no Amapá, podendo ser mais uma interligação com o SIN ou uma linha que interligue a nova subestação com as hidrelétricas do estado.

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“O estudo detalhado deve ser concluído até abril de 2021, para que em dezembro essas obras sejam licitadas”, disse o secretário.

Segundo o secretário, o critério de planejamento usado na definição da conexão atual do Amapá com o SIN, cum uma linha em circuito duplo e uma subestação com três transformadores, segundo um de reserva, atende o critério “N-1” usado no planejamento do sistema elétrico brasileiro há décadas. “Todas as linhas são instaladas usando esse critério, sempre tendo esse elemento. Se faltar um circuito, tem outro. Se faltar um transformador, tem outro”, explicou.

Considerando a fragilidade de sistemas em ponta da linha como o Amapá, chamados de “sistemas radiais”, está sendo estudada a implantação de um critério mais rigoroso, chamado de “N-2” ou até mesmo “N-3”. 

“Isso já foi adotado na época da Copa em algumas capitais que mostraram fragilidade e risco maior de problemas. O estudo dessa subestação está sendo revisto no Amapá, mas também estamos estudando em outras regiões mais distantes, que estão em sistemas radiais”, disse Domingues.

Análise do apagão

O diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Luiz Carlos Ciocchi, divulgou na entrevista coletiva o relatório de análise de perturbação sobre a ocorrência do Amapá, que não apontou as causas do apagão, e indicou que ainda não se sabe se houve uma falha interna do transformador que pegou fogo ou coordenação de isolamento inadequada na subestação.

“O relatório é técnico e não procura culpados, e sim entender o que aconteceu, quais são as causas e o que fazer para que o acidente não ocorra novamente”, disse Ciocchi.

Após um relato de tudo que aconteceu entre o dia do apagão, 3 de novembro, até o presente momento, Ciocchi explicou que o relatório traz 34 determinações e recomendações que deverão ser seguidas pelos agentes relacionados para evitar que o problema se repita. 

Para a Linhas de Macapá Transmissora de Energia (LMTE), concessionária da linha de transmissão em que aconteceu o problema, foi feita uma recomendação para que seja fornecido o resultado das análies técnicas para determinação da causa origem da falha do incêndio, em relatório específico de Análise de Falhas, a ser analisado e aprovado pelo ONS. Só então será conhecido, de fato, o causador do problema. Esse relatório deve ser entregue até março de 2021.

“Não existia sobrecarga na região, ela estava sendo atendida muito bem por esses equipamentos mesmo com um transformador fora do ar”, disse Ciocchi, se referindo ao transformador de reserva da subestação, que estava em manutenção desde dezembro de 2019.

As recomendações incluem ainda que o ONS aprimore os procedimentos para comunicação ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) e à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para os casos de indisponibilidade de equipamentos superiores a 60 dias, com foco na região Norte do país. 

Segundo Ciocchi, o ONS sabia que o transformador estava fora do ar, e a LMTE vinha sucessivamente postergando a volta do equipamento. “O dia 4 de novembro era a última data para que entrasse em operação. Na véspera da ocorrência, acreditávamos que estaria pronto para operação no dia seguinte”, disse.

Enquanto isso, a Aneel está elaborando o relatório de fiscalização dessas determinações e recomendações. “Finda a etapa, na sequência teremos até 140 dias para editar eventuais autos de infração”, disse André Pepitone, diretor-geral do regulador.

Ele lembrou que a LMTE assinou um contrato de concessão no qual assumiu algumas obrigações, sendo uma delas a prestação do serviço adequado, que satisfaça os critérios de regularidade, eficiência e segurança, “bem como prestar informações à Aneel sobre disponibilidade, regularidade e continuidade.”