Perturbação envolvendo o Sistema Interligado Nacional Região Nordeste Dia 04/02/2011 às 00h08

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1 Perturbação envolvendo o Sistema Interligado Nacional Região Nordeste Dia 04/02/2011 às 00h08 1

2 Sumário Sistema Físico Descrição da Ocorrência Detalhes da Origem da Ocorrência Relatório de Análise de Perturbação-RAP Aspectos Relevantes Providências Adotadas 2

3 Sistema Físico 3

4 Usina e Subestação LUIZ GONZAGA USINA SUBESTAÇÃO 4

5 Usina Luiz Gonzaga 5

6 Subestação Luiz Gonzaga 6

7 USINA HIDROELÉTRICA DE LUIZ GONZAGA Inicio Operação: Junho/88 Rio São Francisco Distância da Foz: 312,5 Km Estado: Pernambuco Potência instalada: MW ( 6 UG) 7

8 Subestação Luiz Gonzaga no Sistema Elétrico 8

9 Descrição da Ocorrência 9

10 CONFIGURAÇÃO ANTES DA OCORRÊNCIA LT 500 kv 05V4 SJI / MLG 10

11 Usina e Subestação Luiz Gonzaga Milagres Angelim P.Afonso Olindina Sobradinho Sobradinho Bay onde se originou a ocorrência 11

12 Milagres Angelim P.Afonso Olindina Sobradinho Sobradinho Disjuntor aberto Disjuntor fechado Usina Luiz Gonzaga Às 00h08 do dia 04/02/2011, ocorreu o desligamento da LT 500 kv 05C3 Luiz Gonzaga / Sobradinho pela atuação indevida da proteção de falha do disjuntor 15C3 da Subestação Luiz Gonzaga, seguido do desligamento do Barramento 500kV 05B1 desta Subestação. 12

13 Desarme da LT 05C3 e barra 05B1 de LGZ LT 500 kv 05V4 SJI / MLG LT 500 kv 05C3 LGZ / SOB 13

14 Milagres Angelim P.Afonso Olindina Sobradinho Sobradinho Disjuntor aberto Disjuntor fechado Usina Luiz Gonzaga Às 00h11 e 00h17 foram disponibilizados, para o ONS, a LT 05C3 e a barra 05B1, respectivamente. Para a recomposição, o ONS optou por iniciar pela normalização da Linha. A Chesf executou o fechamento do disjuntor 15D2 às 00h21. Neste momento, atuou indevidamente o esquema de falha do 15D2 seguido do desligamento da barra 05B2 de 500kV da Subestação. 14

15 Desarme da barra 05B2 e LT 05C4 e 05V1 LT 500 kv 05V4 SJI / MLG LT 500 kv 05V1 LGZ / MLG LT 500 kv 05C3 LGZ / SOB LT 500 kv 05C4 LGZ / SOB 15

16 Milagres Angelim P.Afonso Olindina Sobradinho Sobradinho Disjuntor aberto Disjuntor fechado Usina Luiz Gonzaga Com esta configuração e com intercâmbio de 3.200MW, houve oscilações no sistema, seguida de atuação das Proteções de Perda de Sincronismo PPS, resultando na separação dos subsistemas Sudoeste e Oeste e região Norte dos demais subsistemas da região Nordeste. 16

17 Desarme da barra 05B1 e LT 05C4 e 05V1 e atuação da PPS LT 500 kv 05V8 / V9 TSD / SBT LT 500 kv 05V4 SJI / MLG LT 500 kv 05V1 LGZ / MLG LT 500 kv 05C3 LGZ / SOB LT 500 kv 05C4 LGZ / SOB LT 500 kv Rio Éguas / B.Jesus II 17

18 Xingó Disjuntor aberto Disjuntor fechado Com a atuação da PPS, ocorreu afundamento da frequência, levando à atuação do ERAC e a perda de grande parte da carga do sistema NE. Ocorreu ainda sobretensão no 500kV, que levou à absorção de reativo pelos geradores de Xingó, seguida de subtensão nos S.Aux., que desligou cinco unidades da usina. Posteriormente a unidade remanescente desligou por sobrecarga. 18

19 Milagres Angelim P.Afonso Olindina Sobradinho Sobradinho Disjuntor aberto Disjuntor fechado Usina Luiz Gonzaga Às 00h28 ocorreu o desligamento dos disjuntores 15D3, 15D4, 15D5, 11G2, 11G3, 11G4, 11G5 e 11G6, desenergizando a Usina Luiz Gonzaga, seguido de desligamento das demais unidades geradoras sincronizadas no sistema ilhado. 19

20 Síntese da Ocorrência 20

21 Comportamento da Tensão e Frequência 100% Saída Interligações Frequência x Carga do Nordeste Saída 01G2 Xingó Frequência do Sistema ,4Hz Frequência (Hz) (71%) Subtensão, ERAC, Rejeição Natural 35% Carga Nordeste 9% Carga (% de 8883MW) Tempo (s) Tensão em Sobral II e Xingó Tensão (pu) 1,2 0 1,15 1,10 Sobral II 230kV 1,0 5 Xingó 500kV 1,0 0 0,95 0,90 0,85 0,80 Saída LT 500kV 0,75 0,70 por sobretensão 0,65 0,60 Saída do CE 0,55 Fortaleza 0,50 0,45 0,40 0, Tempo (s) 21

22 Área Atingida - 7 Estados da Região Nordeste MW Capital Horários de Restabelecimento Início da Normalização Duração desde 00h28 Fortaleza 01h10 42 min Salvador 01h53 1 hora e 25 min Aracaju 02h18 1 hora e 50 min Recife 02h18 1 hora e 50 min João Pessoa 02h21 1 hora e 53 min Maceió 03h13 2 horas e 45 min Natal 04h07 3 horas e 39 min 22

23 Detalhes da Origem da Ocorrência 23

24 PROTEÇÃO GE - MOD III Vista interior da cadeia de proteção, mostrando a localização das cartelas de funções de proteção Proteção Secundária (alternada) Proteção Principal 24

25 50BF 62BF 25

26 Relatório de Análise de Perturbação RAP Aspectos Relevantes 26

27 RAP - Aspectos Relevantes Atuação da proteção de falha de disjuntor. Recomposição da Linha de Transmissão 05C3 para normalização do sistema. Deve-se adotar procedimentos para confirmar atuações do sistema de controle? Segurança da operação do sistema intercâmbio vs potência sincronizada vs configuração vs atuação da PPS vs opção barra/linha. 27

28 RAP - Aspectos Relevantes Atuação da PPS, ERAC, rejeição natural de cargas, compensação de reativos e saída das máquinas de Xingó e Paulo Afonso IV Processo de normalização e restabelecimento do sistema. Autorestabelecimento da usina de Xingó. Sobrecarga na LT 500kV 05C4 Luiz Gonzaga/Sobradinho. Dificuldades do agente 28

29 Providências Adotadas 29

30 Providências Adotadas Informações à sociedade através dos meios de comunicação institucionalizados. Substituída a cartela defeituosa da cadeia de proteção secundária (alternada) da Linha 05C3 Luiz Gonzaga / Sobradinho no terminal de Luiz Gonzaga. Realizada inspeção no 01G4 da Usina Paulo Afonso II, constatando-se danos no enrolamento do estator. Constituída equipe visando a análise da ocorrência e participação na elaboração do RAP Relatório de Análise de Perturbação. 30

31 GRAT0 PELA SUA ATENÇÃO! 31

32 Apoio Aspectos Sistêmicos 32

33 PPS SE/NE Tensão (pu) PPS N/NE Frequência (Hz) 1,10 1,0 5 1,0 0 0,95 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65 0,60 0,55 0,50 0,45 0,40 62,0 61,0 60,0 59,0 58,0 57,0 56,0 55,0 54,0 53,0 52,0 51,0 Tensão 230kV FTZ 0,6pu 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 Tempo (s) Frequência do Sistema Va das Cargas; Vb 1,0 0 50,0 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 0,90 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 Centro elétrico na SE Irecê Rápido Colapso de Tensão Tensão (pu) 1,4 0 1,3 0 1,2 0 1,10 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00 Tempo (s) Tensão 230kV IRE (00:20:33) 0,26pu Além do intercâmbio: Comportamento Dinâmico Eólicas com máquinas de Vc indução. Desliga LT 230kV por proteção de distância em 1 o zona, com perda da SE Irecê 230/69kV. 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 Tempo (s) Va Vb Vc 33

34 Perda de Geração Distribuída por Subfrequência Tensão 230kV BJS Tensão (pu) Fluxo MW, Mvar 1,15 1,10 1,05 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65 0,60 0,55 0, MW 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 Fluxo LT 04L1 BJS-BRA Tempo (s) -80 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 Frequência Tempo do Sistema (s) (BJS) Desliga geração regional Barreiras (Aumento da carga) Va Vb Vc MW Mvar 45MW Fluxo MW, Mvar 61,5 61,0 60,5 60,0 56,5Hz (0,7s após atingir 57Hz) 59,5 59,0 58,5 58,0 57,5 57,0 56,5 56,0 55,5 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 Tempo (s) 34

35 Tensão (pu) 1,2 0 1,15 1,10 1,0 5 1,0 0 0,95 0,90 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65 0,60 0,55 0,50 0,45 0, Desligamento CE Fortaleza com Sobrecarga Tensão 230kV FTZ 230kV -140/+200 Mvar Potência reativa Tempo CE (s) FTZ Va Vb Vc Mvar Mvar Frequência (Hz) ,5 61,0 60,5 60,0 59,5 59,0 58,5 58,0 57,5 57,0 56,5 56,0 Frequência do Sistema Tempo (s) 55, Tempo (s) Sobrecarga 40% no reator e válvula de tiristores 35

36 Registros do SAGE Carregamento indutivo elevado 560 no CE (reator Mvar) Excedente de Potência Reativa em Regime Permanente Registros de Regime Permanente em 20/02/2011 (SAGE) Violação do limite máximo de tensão Tensão (kv) Mvar CE Fortaleza 530 Tensão Quixadá 500kV -100 Tensão Sobral III 500kV 525 Limite de Tensão dos Procedimentos de Rede -120 Mvar CE Fortaleza :00 02:24 04:48 07:12 09:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 00:00 Hora No horário de 05h28 as 17h41 a LT 500kV 05V7 Fortaleza II Sobral III foi desligada para controle de tensão. No período de 08h05 as 12h56 a LT 500kV 05V9 Teresina II Sobral III também estava desenergizada para manutenção. 36