O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), que avalia a continuidade e segurança do suprimento eletroenergético, discutiu nesta quarta-feira, 25 de outubro, o Relatório de Análise de Perturbação (RAP) do incidente do dia 15 de agosto. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) apresentou as causas da queda de energia, que se deu por conta da baixa performance dos equipamentos de controle de tensão. Na reunião extraordinária de ontem, o operador também falou sobre a importação de energia da Venezuela para Roraima, quando explicou que serão necessários mais dados sobre a conexão entre os países para que a operação seja viabilizada.
O diagnóstico do apagão
O RAP indica que os sistemas que controlam a tensão dos parques eólicos e fotovoltaicos, no perímetro da Linha de Transmissão Quixadá-Fortaleza II, no Ceará deveriam compensar automaticamente a queda de tensão decorrente da abertura da linha de transmissão. Porém, o desempenho no momento da ocorrência ficou aquém do previsto nos modelos matemáticos.
A partir do incidente, foram implementados pelo ONS novos limites de intercâmbios e medidas operativas na região Nordeste, visando garantir a segurança operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN).
Até que a performance em campo dos parques aerogeradores e fotovoltaicos esteja corretamente caracterizada nos modelos matemáticos, o ONS adaptou a base de dados para representar a performance dos referidos parques tal como observada em campo durante a perturbação, de modo a utilizá-la nos estudos de caráter operativo.
O RAP registrou que a recomposição do sistema no Nordeste se deu pela expansão da ilha elétrica formada nas áreas Centro, Leste e Norte por meio de black start – uma simulação de desligamento – na usina hidrelétrica de Itapebi e com tensão proveniente do SIN nas áreas Oeste e Sudoeste, prosseguindo com o fechamento do paralelo das ilhas com o SIN.
Na região Norte, o procedimento também contou com black start nas usinas de Tucuruí, Balbina, Coaracy Nunes, Estreito e Samuel e, assim, iniciando a interligação de cada uma dessas áreas ao SIN.
Em relação às regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, o sistema permaneceu íntegro por conta da atuação satisfatória do Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC), possibilitando a rápida recomposição das cargas por meio da elevação da geração da área.
Importação de Energia da Venezuela
A importação de energia elétrica da Venezuela para atender ao sistema isolado de Roraima também foi discutida durante a reunião do CMSE. O Conselho deliberou a respeito de diretrizes técnicas e econômicas para realização do intercâmbio, de modo a garantir redução dos valores pagos pelos consumidores por meio da Conta de Consumo de Combustíveis, bem como assegurar o abastecimento de energia do estado. Atualmente, o estado é abastecido por usinas térmicas. A ideia com o intercâmbio é que a energia destinada a Roraima venha da hidrelétrica de Guri, na Venezuela.
Até agora, nos estudos, o ONS está utilizando informações de 2019, última vez em que Roraima operou interligado à Venezuela. O Operador indicou que precisa de informações mais detalhadas e atualizadas sobre o Sistema Elétrico Venezuela para estabelecer análises mais precisas.
Com base nas informações disponíveis, o ONS recomenda operação em N-1, sem corte de carga em Roraima, ou a operação com corte de carga controlado (com atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC) para garantir a segurança do abastecimento em caso de perda da interligação.
Outro aspecto destacado foi a necessidade de que a interligação opere de forma contínua, o que implica oferta plenamente flexível. Ou seja, o montante a ser importado poderá variar conforme a demanda, podendo ser próximo a zero, nos momentos de menor carga no sistema de Roraima.
O ONS também recomenda a instalação de Sistema Especial de Proteção (SEP) de abertura da interligação em situações de ocorrências no sistema venezuelano, de modo a evitar que perturbações no sistema elétrico do país vizinho se propaguem para Roraima, e vice-versa.
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