Perturbação de efeito restrito Estados afetados: GIE por Estado

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Bianca Veiga Machado
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Nº do BISE: Emissão: (X) Rede de Operação ONS 002/2018 08/02/2018 às 09h30 ( ) Fora da Rede de Operação Data e hora da ocorrência: GIE no SIN(S/SE/CO): Classificação: 28/01/2018 às 11h57 2,50

1 Nº do BISE: Emissão: (X) Rede de Operação ONS 002/ /02/2018 às 09h30 ( ) Fora da Rede de Operação Data e hora da ocorrência: GIE no SIN(S/SE/CO): Classificação: 28/01/2018 às 11h57 2,50 Perturbação de efeito restrito Estados afetados: GIE por Estado Classificação Acre GIE por 2,75 Estado Distúrbio de pequeno porte Amapá 2,75 Distúrbio de pequeno porte Bahia Distrito Federal Espirito Santo 1,75 Distúrbio de efeito restrito Goiás Minas Gerais 1,75 Distúrbio de efeito restrito Mato Grosso 2,25 Distúrbio de efeito restrito Mato Grosso do Sul Paraná Rio de Janeiro Rio Grande do Sul Rondônia 2,50 Distúrbio de efeito restrito Santa Catarina São Paulo 2,25 Distúrbio de efeito restrito Agentes de operação envolvidos na perturbação: BMTE, Norte Energia S.A, Eletrobras Eletronorte, Termopernambuco, Energética Águas de Pedra S.A., Eletrobras Furnas, Sykué Geração de Energia Ltda, Eletrobras Distribuição Acre, CEA, COELBA, CEB, ESCELSA, Celg Distribuição, ALUMAR, Energisa Mato Grosso, Energisa Mato Grosso do Sul, CEMIG Distribuição, DME, Energisa Minas Gerais, COPEL Distribuição, Light, ENEL, Energisa Nova Friburgo, CEEE- D, RGE, RGE-Sul, Eletrobras Distribuição Rondônia, CPFL, Elektro, EDP Bandeirantes, Eletropaulo, Energisa Sul-Sudeste, CELESC e Engie Brasil Energia SA. Descrição sucinta: Às 11h50 ocorreu o desligamento automático do Polo 1 do Elo CC Xingu/Estreito, que transmitia uma potência de MW (o Bipolo transmitia uma potência total de MW). Às 11h57 ocorreu o desligamento automático do Polo 2 do Elo CC Xingu/Estreito, que transmitia MW após o desligamento do Polo 1, das UGs nº 1, 2, 4, 5, 7 e 8 da UHE Belo Monte com MW de geração e das UGs nº 1, 3, 7 e 11 da UHE Tucuruí com MW. Houve ainda uma rejeição de 172 MW de geração na UTE Termopernambuco, 187 MW na UHE Dardanelos, 27 MW na UTE Sykué e 148 MW em pequenas usinas e autoprodutores da região Sul, totalizando MW de geração interrompida. Causa: Em análise pelo ONS e agentes envolvidos, cuja a reunião para elaboração do Relatório de Análise de Perturbação RAP foi realizada no dia 02/02/2018. Recomposição dos equipamentos e das linhas de Ligado transmissão da rede de operação: (cronologia) Agente UHE Tucuruí 12h03 Eletrobras Eletronorte UHE Dardanelos 12h06 Energética Águas de Pedra S.A. UHE Belo Monte 12h06 Norte Energia SA UGs nº 1 e 3 da UHE Serra da Mesa (compensadores síncronos) 12h07 Eletrobras Furnas Compensador Síncrono nº 1 da SE Vila do Conde 12h25 Eletrobras Eletronorte UG nº 2 da UHE Machadinho (compensador síncrono) 12h30 ENGIE UTE Sykué 12h30 Sykue Geração de Energia LTDA UG nº 3 da UHE Machadinho (compensador síncrono) 12h53 ENGIE UTE Termopernambuco 13h20 Termopernambuco Página 1 de 9

2 Polo kv Elo CC Xingu/Estreito 23h16 BMTE Polo kv Elo CC Xingu/Estreito 31/01/ h46 BMTE Interrupção e restabelecimento das cargas: Estado Agente de distribuição / Consumidor livre (MW) Acre Eletrobras Distribuição Acre 17,00 Amapá CEA 33,87 Bahia Coelba 45,70 Distrito Federal CEB 58,00 Espírito Santo Escelsa 237,17 Goiás CELG-D 124,00 Minas Gerais Cemig-D 438,00 Restabelecimento MW Horário 12,10 12h00 4,90 12h04 11,54 12h05 18,06 12h14 4,27 12h33 22,70 12h00 4,60 12h01 18,40 12h04 24,00 12h07 16,00 12h08 18,00 12h09 74,50 12h06 8,30 12h08 154,37 12h09 102,10 12h06 8,80 12h59 13,10 14h53 50,33 12h09 305,67 12h19 82,00 13h00 DME 4,55 4,55 12h11 Energisa MG 12,66 12,66 11h58 Mato Grosso Energisa MT 84,70 34,00 12h05 37,70 12h10 13,00 13h02 Mato Grosso do Sul Energisa MS 28,50 28,50 12h02 Paraná Copel-D 219,00 Rio de Janeiro LIGHT 221,07 6,96 11h59 114,03 12h07 98,01 12h16 84,89 12h08 106,48 12h11 29,70 12h15 61,80 12h07 Enel 63,10 1,30 12h14 Energisa NF 4,62 4,62 11h58 Rio Grande do Sul CEEE-D 78,87 1,42 11h58 76,75 12h06 Página 2 de 9

3 RGE SUL 69,60 RGE 76,40 Rondônia Eletrobras Distribuição Rondônia 54,80 Santa Catarina Celesc 131,27 São Paulo CPFL Paulista 234,00 CPFL Piratininga 80,20 CPFL Santa Cruz 7,70 EDP Bandeirante 107,00 Elektro 101,00 Eletropaulo 110,50 Energisa Sul-Sudeste 11,48 0,70 12h28 61,80 11h58 7,80 12h03 27,90 12h06 30,40 12h10 18,1 12h20 30,21 12h05 24,59 12h12 6,51 11h58 95,09 12h05 22,80 12h14 6,88 12h21 181,30 12h07 43,30 12h11 9,40 12h33 37,30 12h10 42,90 12h13 1,20 12h09 6,50 12h11 82,00 12h09 25,00 12h27 45,28 12h07 23,69 12h18 32,03 12h27 60,50 12h07 50,00 12h08 1,84 11h59 5,86 12h05 3,77 12h10 Total , Informações adicionais: Como consequência do déficit de geração, a frequência atingiu o valor mínimo de 58,38 Hz, provocando a atuação do primeiro estágio do Esquema Regional de Alívio de ERAC nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Norte. Houve atuação da proteção do Esquema para perda do Bipolo Xingu - Estreito (Lógica 3), desligando seis unidades geradoras na UHE Belo Monte e 4 unidades geradoras na UHE Tucuruí. Ocorreu rejeição de 25 MW de cargas do consumidor industrial Alumar, sendo normalizadas às 12h05. Às 12h00 foi iniciada a normalização das cargas, sendo que por volta das 12h30, 95% das cargas desligadas pelo ERAC já haviam sido recompostas. Página 3 de 9

4 Impacto no SIN Macrorregião S/SE/CO: 5,93% 14,63 08h - 24h 25,00% Até 50 da 4,70% 0,50 0,50 0,75 0,50 0,25 Impacto no SIN Macrorregião N/NE: 2,50 Perturbação de efeito restrito 0,59% 9,66 08h - 24h 21,40% Até 50 % da 0,70% 0,50 0,25 0,25 0,50 0,25 Impacto no Estado do Acre: 1,75 Perturbação de efeito restrito 14,86% 4,15 08h - 24h 21,00% 33,34% 2,75 Distúrbio de pequeno porte 0,50 0,50 0,25 0,75 0,75 Impacto no Estado do Amapá: 22,44% 16,33 08h - 24h 21,40% 17,03% 2,75 Distúrbio de pequeno porte 0,50 0,50 0,50 0,75 0,50 Impacto no Estado da Bahia: 1,77% 4,71 08h - 24h 0,60% 2,43% Página 4 de 9

5 Impacto no Distrito Federal: 7,94% 10,90 08h - 24h 7,94% 7,94% Impacto no Estado do Espirito Santo: A 10 % 17,36% 11,02 08h - 24h 4,14% 2,94% 1,75 Distúrbio de efeito restrito 0,50 0,50 0,25 0,25 0,25 Impacto no Estado de Goiás: A 10% 8,49% 30,40 08h - 24h 1,41% 1,61% 0,50 0,25 0,75 0,25 0,25 Impacto no Estado de Minas Gerais: A 10 % 7,08% 24,79 08h - 24h 2,72% 2,43% 1,75 Distúrbio de efeito restrito 0,50 0,25 0,50 0,25 0,25 Página 5 de 9

6 Impacto no Estado do Mato Grosso: 8,26% 18,97 08h - 24h 12,00% 9,11% 2,25 Distúrbio de efeito restrito 0,50 0,25 0,50 0,75 0,25 Impacto no Estado do Mato Grosso do Sul: 5,10% 5,00 08h - 24h 3,55% 2,71% Impacto no Estado do Paraná: 6,52% 10,48 08h - 24h 12,30% 7,15% Impacto no Estado do Rio de Janeiro: 5,31% 12,62 08h - 24h 8,60% 5,40% Página 6 de 9

7 Impacto no Estado do Rio Grande do Sul: 6,72% 6,53 08h - 24h 16,00% 8,00% Impacto no Estado de Rondônia: 17,35% 9,05 08h - 24h 25,00% 10,22% 2,50 Distúrbio de efeito restrito 0,50 0,50 0,25 0,75 0,50 Impacto no Estado de Santa Catarina: 5,35% 7,74 08h - 24h 11,06% 7,72% Impacto no Estado de São Paulo: 4,32% 13,26 08h - 24h 2,58% 3,04% 2,25 Distúrbio de efeito restrito 0,50 0,25 0,50 0,75 0,25 A metodologia para cálculo do Indicador GIE - Grau de Impacto das Interrupções de Energia está descrita no item 5.13 do Submódulo Página 7 de 9

8 Diagrama Página 8 de 9

9 Diagrama Página 9 de 9

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