Painel de Mercado – Apagão

dez, 2009

Edição 46, Novembro de 2009

Por Lívia Cunha e Weruska Goeking

Fatalidade ou irresponsabilidade?

Especialistas explicam o que pode ter acontecido no sistema elétrico brasileiro na noite de 10 de novembro, quando cerca de 60 milhões de pessoas ficaram sem eletricidade, e como novos apagões podem ser evitados

 

As lâmpadas se apagaram e você, como a maior parte dos brasileiros, provavelmente achou que o problema era apenas na sua rua ou bairro. Isto até perceber que não conseguia usar normalmente telefones celulares ou fixos e que até mesmo algumas redes de tevê e de rádio estavam fora do ar. Sob as luzes de velas e lanternas, as notícias vindas pelo rádio de pilha ou pela internet via computadores a bateria confirmaram que algo de proporções maiores havia acontecido e você não estava sozinho preso no século XVII: um terço do País estava sem eletricidade.

 

 

Às 22h13 da terça-feira 10 de novembro, curtos-circuitos próximos à subestação de Itaberá, no Estado de São Paulo, fizeram três linhas de alta tensão do sistema de corrente alternada, que vinham da Usina Hidrelétrica de Itaipu, serem interrompidas. O problema atingiu diretamente o abastecimento da região Sudeste e Centro-Oeste, mas chegou a prejudicar muito mais gente. Ao todo, foram 18 Estados brasileiros sem energia, atingindo cerca de 60 milhões de pessoas, sendo que São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo ficaram completamente no escuro, tendo a energia completamente restabelecida no País depois de seis horas. O apagão também afetou o Paraguai que, por volta de 30 minutos, ficou com aproximadamente 87% de seu território sem eletricidade.

Quando a falha ocorreu, uma série de desligamentos automáticos em todo o sistema foi desencadeada para tentar impedir que os danos fossem maiores, conforme informou o Operador Nacional do Sistema (ONS).

Entretanto, as causas dos curtos-circuitos, que provocaram o blecaute, ainda não estão claras. Especialistas do setor, empresas envolvidas e o governo federal trabalham com possibilidades diferentes para o acontecido. Um Grupo de Trabalho, criado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), foi formado para acompanhar os estudos e as análises que estão sendo realizados pelo ONS e pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para justamente determinar o que causou os curtos e, por consequência, a falta de energia.

Sabe-se, até o momento, que além das linhas de corrente alternada, controladas por Furnas Centrais Elétricas, que levavam a energia de Itaipu para a subestação de Tijuco Preto, em São Paulo – onde a carga seria conectada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) e de onde seria distribuída para os consumidores finais –, a interligação da usina binacional com a empresa responsável pela transmissão paraguaia (a Administração Nacional de Eletricidade, chamada de Ande) também ficou prejudicada.

Assim, aproximadamente a transmissão de 28,8 mil MW foi interrompida do sistema interligado brasileiro e 980 MW do Paraguai. O assistente executivo da diretoria técnica do lado brasileiro de Itaipu, Mario Lucio Ozelame, explica que, logo após o blecaute, quando a usina identificou que o problema não tinha sido lá, mas sim nas linhas de transmissão, “nosso pessoal ficou aguardando; conforme as transmissões foram voltando, voltamos com a geração”. Isso porque “a responsabilidade da usina é a entrega da energia”, disse.

Em Tijuco Preto, existem sete transformadores, de 500 kV e 345 kV, que tem o objetivo de diversificar a distribuição para o restante do País. Mas até chegar a essa unidade transformadora, partindo de Itaipu, a energia gerada por ela em corrente alternada, na frequência de 60 Hz, passa por duas outras subestações: a de Ivaiporã, ainda no Paraná, local de importante conexão energética com as regiões Sul e Sudeste; e a de Itaberá, em São Paulo, onde foi registrado o problema.

No entanto, não foi só a energia proveniente da binacional que foi desligada. Em decorrência do problema, que sobrecarregou outros circuitos, foi aberta a interligação Sul-Sudeste, o sistema de transmissão e subtransmissão do Estado de São Paulo (em 500/440/345/230/138/88 kV), dos Estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo (em 500/345/138 kV), das usinas hidrelétricas do Estado de São Paulo e das usinas nucleares de Angra I e II (que retiraram 555 MW e 1084 MW, respectivamente), conforme apresentou o Informativo Preliminar Diário da Operação (IPDO) do dia 10 de novembro, divulgado pelo ONS no dia seguinte ao blecaute.

As primeiras afirmações do Ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, informavam que o blecaute teria acontecido devido a condições atmosféricas adversas. “Houve uma concentração desses fenômenos atmosféricos ali que provocou um curto-circuito nos três circuitos que levam a Itaberá”, informou em coletiva de imprensa.

Portanto, para ele, raios, chuvas e ventos teriam sido os responsáveis pelos curtos-circuitos nas linhas de transmissão controladas por Furnas. No dia 12 de novembro, Lobão afirmou que o apagão já era caso encerrado, mesmo não tendo sido identificadas ainda as reais causas do incidente. Isso porque a hipótese de que descargas atmosféricas teriam causado o completo desligamento de Itaipu e prejudicado o abastecimento dos 18 Estados não convenceu os especialistas, que consideraram esta justificativa “improvável”.

“Um raio pode causar uma interrupção de uma linha de transmissão, mas o que não é comum é um raio desligar três linhas de transmissão a intervalos muito curtos”, explica o engenheiro eletricista e especialista em descargas atmosféricas em linhas aéreas do Instituto de Eletrotécnica e Energia, da Universidade de São Paulo (IEE/USP), Alexandre Piantini. “Isso é difícil, praticamente impossível, porque você tem linhas em paralelo que ficam a centenas de metros, quilômetros, uma da outra. E a diferença de instante de desligamento foi de milésimos de segundos”, pontua.

As desconfianças com relação a descargas terem provocado a paralisação da transmissão começaram quando o coordenador do Grupo de Eletricidade Atmosférica (Elat), do Instituto Nacional de Pesquisas Atmosféricas (Inpe), Osmar Pinto Junior, disse que dificilmente raios teriam sido os causadores da queda de energia, devido à baixa intensidade de corrente das descargas atmosféricas do período.

Um boletim do Elat, com primeiras análises do grupo, informou que “embora houvesse uma tempestade na região próxima a Itaberá no Sul de São Paulo com atividade de descargas no horário do apagão, as descargas mais próximas do sistema elétrico estavam a cerca de 30 km da subestação de Itaberá e a cerca de 10 km de uma das quatro linhas de Furnas de 750 kV e cerca de 2 km de uma das outras linhas de 600 kV, que saem de Itaipu em direção a São Paulo.” E, além disso, as descargas registradas pelo grupo no momento do apagão eram consideradas de baixa intensidade, menores do que 20 kA, o que não seria suficiente para desligar as linhas.

Só descargas superiores a 100 kA, atingindo diretamente uma linha, poderiam ser capazes de desligar linhas de transmissão com tensões altas como a da energia gerada por Itaipu (de

750 kV). Além disso, o engenheiro eletricista e especialista em proteção contra descargas atmosféricas Jobson Modena ressalta que existem normas de proteção para até 200 kA. “Há proteção com eficiência de 95% a 98% para raios de intensidade de 150 kA a 200 kA”, o que seria suficiente para proteger as linhas mesmo em eventos de descargas de alta intensidade

Mas para que um raio possa ser capaz de desligar uma linha de transmissão é preciso não só um raio com elevada intensidad

e, mas características como tensão da linha e a forma como é feita a proteção. A corrente média de raios medida no Brasil é de 45 kA, mas as descargas da noite do dia 10 de novembro estavam muito abaixo disso. Raios de alta intensidade só foram registrados na tarde do mesmo dia, mas, como comenta Modena, “se o evento fosse provocado pelo raio, teria que ser instantâneo”. Por isso, a justificativa das descargas atmosféricas terem provocado os curtos-circuitos que paralisaram as linhas é considerada improvável.

Para o físico e professor da Universidade de São Paulo, José Goldemberg, o problema é outro. Essas informações desencontradas escondem, na verdade, um problema de gestão. “O ONS tinha decidido puxar toda a energia de Itaipu [ao invés de diversificar as fontes], por isso que eu acho que é um problema gerencial”, explica. A maior parte do abastecimento daquela noite vinha de Itaipu, mesmo tendo outras usinas que poderiam ter dividido a carga com a binacional e segurar o sistema em caso de uma possível falta de alguma das fontes.

Agora, o ONS elabora um relatório a fim de tentar desvendar as causas desses curtos de intensidade tão avassaladora. Até lá, Furnas e Aneel informaram que não farão mais pronunciamentos a respeito do blecaute. O Inpe prepara um levantamento da situação quanto às descargas atmosféricas ao longo de todo o dia [10 de novembro] e ao longo de todas as linhas. Só depois de apresentado, o coordenador do Elat, o professor Osmar Pinto, disse que será possível ter uma posição concreta e final sobre o caso e voltará a se pronunciar publicamente sobre o assunto.

 

Problema ou solução?

O Sistema Interligado Nacional (SIN) foi instituído com o objetivo de maximizar o aproveitamento energético brasileiro tendo em vista que o território é muito extenso e não há usinas geradoras de energia suficientes para abastecer de forma completa, confiável e barata cada região de maneira independente.

 

As primeiras regiões a fazerem parte do SIN foram a Sul e a Sudeste, em 1976. De lá para cá quase todos os estados foram incluídos, sendo que Rondônia e Acre entraram nessa lista no final de outubro deste ano. Amapá, Roraima e Amazonas ainda não fazem parte do SIN.

 

No sistema interligado a energia que sai da usina geradora segue por um pequeno número de cabos de transmissão que carregam grandes quantidades de energia em alta tensão. Ao chegar próximo às cidades que receberão essa eletricidade, os cabos se desdobram em vários outros que levam menos energia, formando o sistema de distribuição. Para realizar essas operações, é preciso um órgão que coordene esse trabalho, no caso o Operador Nacional do Sistema (ONS), que conta com o auxílio de 3.800 sistemas de cargas espalhados pelo País, que recebem e colocam em prática as orientações do ONS.

Informações preliminares do Elat mostram que, embora houvesse tempestade com raios em Itaberá (SP) no momento do apagão, as descargas elétricas ocorreram a 30km da subestação da cidade e não tinham intensidade suficiente para causar danos

 

As vantagens do SIN é que ele permite que regiões com menor capacidade de geração ou que estejam enfrentando dificuldades por falta de chuvas, por exemplo, recebam energia de outras localidades, garantindo o fornecimento da eletricidade utilizando a fonte que tiver as tarifas mais baixas e evitando as diferenças regionais de preço. Quando os reservatórios de várias hidrelétricas estão baixos ainda é possível ligar as usinas de reserva, como as termelétricas a gás ou a óleo. “É bom que o sistema seja interligado porque o País é muito extenso e quando sobra energia no Sul ela é levada ao Norte e vice-versa”, completa o especialista em energia elétrica e economista, Otavio Santoro Junior.

 

Contudo, se o SIN interliga a produção e facilita a distribuição de energia, ele também interliga os problemas. E nem todas as dificuldades no abastecimento de energia podem ser verificadas com antecedência para o acionamento das usinas de reserva; por isso, o sistema deve contar com especialistas e tecnologia que permitam uma rápida intervenção para evitar o chamado “efeito dominó”. Foi esse efeito que fez o último blecaute alcançar tamanha proporção, atingindo 800 cidades.

 

Santoro Junior explica que, apesar de vantajoso, o sistema interligado é complexo e demanda “um esforço considerável para o monitoramento”. Isto inclui grandes investimentos em linhas e sistemas de proteção para que, no momento da queda das primeiras linhas de transmissão, tivesse entrado em operação um plano de contingência para que outras linhas não fossem afetadas. Com isso, os sistemas de cargas, com a devida ordem do ONS, isolariam essas linhas com problemas e abasteceriam as demais com energia provinda de outras geradoras. “Pode ser que o ONS não tenha tanto controle assim dos centros de carga como ele deveria ter”, afirma o economista, mestre em planejamento energético e diretor-fundador do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires.

 

Pires diz ainda que a possibilidade levantada até o momento de que uma linha de transmissão no interior de São Paulo teria sido o estopim para o contínuo desligamento de diversas linhas mostra que o ONS não está bem preparado para lidar com este tipo de eventualidade e enfrenta problemas de gestão. “O governo politizou demais, deixou de fazer investimentos em inteligência e segurança, e o somatório disso pode ter acarretado no apagão. O raio ou o vento sozinhos não causariam tudo isso. O sistema está mais vulnerável do que achávamos”, completa.

 

Segundo Pires, o sistema continua sendo seguro, mas o blecaute mostrou que é preciso ter um olhar mais atento ao que está sendo feito no SIN e que a gestão deve ser modernizada, sem interferências políticas, sob o risco de que “qualquer problema resulte no ‘efeito dominó’, derrubando a energia de quase o País inteiro”.

 

Ele ainda chama a atenção para as usinas de Belo Monte e Madeira que devem integrar o SIN dizendo que o cuidado na operação do sistema deve ser feita já pensando nessas inclusões. ”O apagão mostrou que está sendo investido pouco e isso acontece há muito tempo, porque temos problemas muito frequentes no setor elétrico”, afirma. Pires explica que o investimento na segurança do SIN aumenta a tarifa de energia e isso não pode penalizar demais o consumidor, embora não signifique que se deva pensar apenas em modicidade tarifária. “O governo abriu mão da confiabilidade para a modicidade tarifária e foi isso que levou a um apagão tão violento”.

 

Para Santoro Junior, a falta de investimentos também é evidente. “Quando o sistema não é devidamente monitorado e não tem um sistema de segurança próprio, quando cai uma grande usina afeta muitos estados. Isso é um trabalho de gestão e Itaipu não pode afetar todo o País”, completa sobre a aparente dependência que o Brasil tem da usina.

 

Além disso, Santoro Junior critica a demora do governo em apresentar a causa do apagão e afirma que pode acontecer novamente, pois nenhum sistema está livre de falha, mas que “seria bastante penoso ver um sistema tão bem montado e que é referência mundial ser degradado por conta de falta de investimentos”.

 

Embora alguns especialistas atribuam parte da causa do problema à falta de investimentos, outros, na contramão, afirmam que, definitivamente, este não é o gargalo. “Nunca se investiu tanto no setor de geração, transmissão e distribuição; são milhares de quilômetros de linhas de transmissão construídas por ano. Mas, como estamos a céu aberto, estamos sujeitos a intempéries”, di

z o presidente do Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (Cigré-Brasil), José Henrique Machado Fernandes.

 

A informação se justifica: os investimentos na rede de transmissão tiveram um crescimento de 500% nos últimos dez anos, passando de R$ 1, 7 bilhão para R$ 10, 5 bilhões, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Em 1999, o sistema contava com 67.048 km de extensão e teve grande impulso principalmente a partir do racionamento de 2001, alcançando neste ano de 2009 uma malha de 93.868 km. Além disso, a expectativa é de que entre 2009 e 2011 entrem em operação outros 16 mil km de linhas de transmissão somados aos dois linhões (previstos em 2.375 km cada) que devem escoar a energia das usinas do rio Madeira.

 

Na opinião de Fernandes, várias falhas técnicas aconteceram simultaneamente, rompendo a redundância do sistema. O critério de planejamento da rede elétrica brasileira é de redundância simples (N-1), ou seja, na falha de um único elemento, o sistema não sofre interrupção. Em alguns casos, há redundância dupla, mas apesar desses dispositivos de supervisão e controle, o sistema não é imune a perturbações. “As grandes veias de transmissão do Brasil são muito confiáveis, por isso, as falhas ocorridas ao mesmo tempo devem ter provocado o blecaute”.

Linhas de transmissão em Itaberá, sudoeste de São Paulo, onde supostamente descargas atmosféricas atingiram a rede e levaram ao “efeito dominó” cortando o fornecimento de energia de centenas de cidades

 

 

Risco de sabotagem

Como as causas do blecaute não estão claras, diversas outras hipóteses que não as descargas atmosféricas são apontadas como possíveis causadoras do apagão. Nesse ínterim, são consideradas a possível falha de equipamentos da linha de transmissão, erro humano na hora de operar algum componente do circuito ou ainda a invasão do sistema por hackers. Neste caso, o apagão teria sido causado por esses invasores de sistemas. Esta última hipótese começou a ser cogitada quando o programa “60 minutes”, da rede de televisão norte-americana CBS, apresentou no dia 8 de novembro, dois dias antes do recente blecaute, que as faltas de energias de 2005, no Rio de Janeiro, e de 2007, no Espírito Santo, tinham sido causados por hackers.

 

Essa hipótese ganhou ainda mais visibilidade dois dias após a falta de energia, no dia 12 de novembro, quando o analista de sistemas e instrutor do curso de ataques web, do Centro Universitário Vila Velha, no Espírito Santo, Maycon Vitali, divulgou em seu blog Hack’n Roll que o site do ONS tinha falhas de segurança. “Lendo algumas noticias na internet, li que um ex-hacker divulgou uma semana antes do apagão que o sistema elétrico brasileiro era suscetível a ataques, e na semana seguinte ocorreu o apagão. Imaginei a quantidade de pessoas que tentariam qualquer acesso ao sistema simplesmente pelo fato de existir tal possibilidade”, explicou Vitali.

 

A revelação de Vitali ganhou visibilidade na internet e fez diretores do Operador Nacional do Sistema e autoridades do Ministério de Minas e Energia darem explicações acerca da segurança do sistema operacional elétrico brasileiro, como explicou o secretário executivo do MME à Agência Brasil, “o sistema operacional do ONS é totalmente fechado e diferente do sistema corporativo”. Foi no sistema corporativo, também chamado de administrativo, que foram identificadas as falhas de segurança, que é possível de ser acessado pela internet. O operacional, que efetivamente controla o sistema elétrico brasileiro, porém, é acionado por comando de voz e não via web.

 

A falha do sistema corporativo ficou comprovada também quando hackers invadiram a rede do ONS na noite do dia 12 de novembro, mesmo dia em que Vitali publicou o artigo em seu blog, fato confirmado pelo operador quatro dias depois, em 16 de novembro.

 

“O sistema web não poderia dar acesso direto a qualquer sistema crítico, porém a falha existia e qualquer analista de segurança que se preze diria que através de uma máquina pode ser possível dominar uma rede completa. Também acredito que o sistema web divulgado não seja o que controle a energia elétrica em si [como explicou o MME e o ONS], porém se o sistema em questão não estiver isolado de qualquer meio de comunicação ele está interligado em uma rede de comunicação, com isso, o comprometimento de uma das máquinas pode repercutir no sistema como um todo”, pontua Maycon Vitali.

 

O diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), entidade que presta consultoria e informação em economia para a indústria de energia brasileira, Adriano Pires, também não descarta a possibilidade de ataque de hackers. Mas explica que, mais importante que a causa, o blecaute ensinou algumas lições do que precisa ser melhorado em infraestrutura para garantir maior segurança ao sistema elétrico no presente e no futuro.

 

“O Brasil é um país cada vez mais importante no cenário internacional, que precisa tomar algumas posturas políticas de segurança. O País, de uma forma macroeconômica, está estável, crescendo, mas a gente tem um paradoxo que é que o setor de infraestrutura (não só do setor elétrico) não acompanha. Toda vez que ele é demandado para acompanhar esse crescimento, ele apresenta um problema”, aponta Pires.

 

O governo afirmou que nenhum sistema é imune a falhas. Mas considerando que o sistema elétrico brasileiro é interligado – o que para o físico e professor da Universidade de São Paulo, José Goldemberg, é colocar “todos os ovos numa cesta só” –, uma falha se propaga em cadeia. O diretor-geral brasileiro de Itaipu, Jorge Samek, ter afirmado, como divulgado pela Agência Brasil, que é praticamente impossível que um evento dessa natureza e com essa proporção aconteça novamente.

 

“Foi um acontecimento raro, dá para afirmar que as chances de se repetir são de três em mil. Em 26 anos de operação de Itaipu, tivemos problemas em uma, duas linhas de transmissão, mas nunca no conjunto”, comentou.

 

Mas especialistas analisam que algumas coisas precisam ser mudadas no sistema elétrico, a fim de torná-lo mais seguro e menos suscetível ao efeito dominó. Para Goldemberg, a solução é descentralizar e diversificar o sistema. “As soluções são duas: maior descentralização do sistema e aumentar a redundância do sistema de proteção”, elenca. Porque é “isso que eu acho que está faltando, um sistema de proteção duplo”. Goldemberg explica ainda que podem ser tomados exemplos de outros países que conseguiram interligar eficientemente a rede elétrica, como é caso da Espanha.

 

“Na Espanha o sistema interligado funciona muito bem, mas as fontes são descentralizadas, diversas. Lá se utiliza muita energia eólica, por exemplo. E existem mais de 10 mil fontes de energia espalhadas pelo país. Por isso, a vulnerabilidade do sistema diminui”, explica o físico. Quando o sistema é interligado em anel, como o brasileiro, há uma interdependência muito grande das regiões. Assim, quando há alguma falha, ela pode ser sentida em diversas outras regiões. “Quando tem anéis”, explica Jobson Modena, “consegue-se tirar máximo proveito da capacidade de uma usina. Esse é o lado bom. Mas o lado ruim é que quando falha um, dá uma sobrecarga em todos os outros”.

 

Assim, receber menores quantidades de energia de diversas fontes, ou seja, ao invés de construir obras grandes, como Itaipu, que gera a maior parte da energia do País, profissionais do setor pensam que daqui pra frente o melhor, mais seguro e mais eficiente seria fazer pequenas usinas que abaste

cem pouco, mas que, somadas, totalizam muitos MW, completando a necessidade de consumo brasileira.

 

Quem paga pelos prejuízos?

Infelizmente, a sensação da população com o restabelecimento da eletricidade não foi apenas de alívio. Para muitos, os problemas começaram justamente nesse momento, porque, ao tentarem reconectar seus aparelhos eletroeletrônicos, perceberam que a oscilação de tensão ocorrida momentos antes da queda total de energia danificou os equipamentos.

 

Os consumidores de baixa tensão (menor que 2,3 kV) são amparados pela Resolução 061 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), aprovada em 14 de abril deste ano, que define prazos para avaliação e ressarcimento, reposição ou conserto – quando cabíveis – pelas concessionárias.

 

De acordo com o documento, os consumidores têm até 90 dias após a perturbação do sistema elétrico para pedir o ressarcimento junto a sua distribuidora de energia. Este procedimento pode ser feito no site da concessionária ou pessoalmente nas agências de atendimento e, geralmente, não é necessário apresentar nota fiscal do equipamento. Entretanto, a Aneel orienta que o consumidor apresente a data e horário provável da ocorrência, com cópia da conta de luz recente, a descrição do equipamento e características como marca e modelo, além de relatar o problema do produto.

 

A partir da solicitação, a concessionária terá dez dias para vistoriar o equipamento, exceto no caso de aparelhos que sejam usados na conservação de alimentos perecíveis, como geladeiras e freezers, que devem ser vistos em um prazo de até um dia útil. Após a vistoria, a concessionária terá até 15 dias para informar ao consumidor o resultado da avaliação e a forma de ressarcimento dos danos, que deve ser feita em até 20 dias e pode ser em dinheiro, conserto ou substituição do equipamento danificado. Ao todo, o processo deve levar no máximo 45 dias.

 

Durante esse tempo, o consumidor fica impedido de consertar o equipamento por conta própria, sob o risco de não receber o ressarcimento, a menos que a concessionária emita uma autorização por escrito se comprometendo a pagar o conserto posteriormente. “Claro que às vezes há casos discutíveis, como um inalador, em que a pessoa não pode ficar sem o equipamento e também não pode esperar pela resposta da concessionária e compra um novo”, afirma a assistente de direção do Procon, Selma do Amaral, que diz que esses casos são vistos individualmente pela concessionária.

 

Prejuízos de ordem moral ou financeiros que não estejam diretamente ligados à eletricidade não são previstos na Resolução 061 e devem ser pleiteadas em processo judiciário. “Se você perdeu alimentos por conta da queima de geladeira ou perdeu trabalho por problemas no computador, por exemplo, terá de acionar o judiciário”, explica o diretor de Regulação Técnica e Fiscalização dos Serviços de Energia da Agência Reguladora de Saneamento e Energia (Arsesp), Aderbal de Arruda Penteado Junior.

Um raio com mais de 100kA que atingisse as linhas de transmissão diretamente seria capaz de danificar o circuito, mas as descargas elétricas que atingiram a região de Itaberá (SP) na noite do blecaute tinham intensidade menor que 20kA e estavam a 10km de distância das linhas

Apesar do limite de 90 dias para que o consumidor solicite o ressarcimento, o Código de Defesa do Consumidor indica que esse prazo é de até cinco anos. Porém, neste caso, o processo poderá levar mais tempo, pois já não será regido pela Resolução da Aneel.

 

Se os prazos não forem cumpridos ou se o consumidor não ficar satisfeito com o atendimento, poderá recorrer à agência reguladora estadual conveniada ou à Ouvidoria da Aneel por meio do telefone 167. O Procon ainda pode auxiliar em caso de ações coletivas contra uma mesma concessionária. A Arsesp também cobra o cumprimento de prazos das concessionárias e analisam laudos de ressarcimento que foram indeferidos e, se encontrado erros, são refeitos. “Fiscalizamos as concessionárias e, se percebemos desvio de conduta, vamos cobrar delas”, conta Penteado Junior.

 

Já os grandes consumidores de energia como indústrias e shoppings se enquadram na Súmula 02 da diretoria da Aneel que determina que esse tipo de consumidor tenha mecanismos de proteção contra problemas decorrentes da distribuição/transmissão de energia. Sendo assim, os interessados em receber algum tipo de ressarcimento devem recorrer à justiça comum.

 

Entretanto, algumas concessionárias, como as do grupo CPFL Energia, atendem consumidores de média e alta tensão praticamente da mesma forma que os residenciais, a partir de uma solicitação de avaliação dos produtos danificados para posterior avaliação.

 

Muitas possibilidades

Até o fechamento desta edição o relatório da Aneel com as causas do blecaute ainda não havia sido anunciado e, apesar de alguns esclarecimentos preliminares de membros do MME, Furnas, ONS e Itaipu, muitas possibilidades são levantadas por especialistas dos quatro cantos do País.

 

Claro que algumas dessas versões cairão por terra após a divulgação do documento, mas o debate em torno do sistema interligado brasileiro é produtivo e deve levar à reflexão, pois todas elas têm, de alguma forma, embasamento técnico e apontam falhas no atual sistema e/ou na gestão.

 

O que o setor elétrico espera é que, para evitar novos blecautes – sejam eles ocasionados por raios, hackers, ventos, falha humana ou mecânica – os problemas apontados pelos especialistas sejam vistos e solucionados ou, ao menos, minimizados. Que o “susto” sirva de alerta, pois, dessa vez, não tivemos grandes prejuízos econômicos até mesmo em virtude do horário em que o apagão ocorreu, mas podemos imaginar o quão prejudicial seria um blecaute em pleno horário comercial.


 

APAGÕES NO BRASIL E NO MUNDO

9 de novembro de 1965

O nordeste dos Estados Unidos e uma parte do Canadá ficaram sem energia por 12 horas em um blecaute que afetou quase 30 milhões de pessoas. A causa foi um colapso do sistema elétrico que ficou sobrecarregado devido ao elevado consumo de energia usado para minimizar os efeitos do inverno rigoroso da região. Emissoras de televisão e rádio sediadas em Nova York ficaram fora do ar durante as 14 horas de duração do blecaute

18 de abril de 1984

Primeiro blecaute de grandes proporções no Brasil deixou seis estados e 12 milhões de pessoas sem eletricidade por quase três horas. Um incêndio em uma usina em Jaguará, em Minas Gerais, foi apontado como causa do apagão.

17 de setembro de 1985

Primeiro grande apagão brasileiro, quando nove estados das regiões Sudeste, Sul e Centro- Oeste ficaram no escuro por três horas. Na época o País tinha apenas 40 mil quilômetros de linhas de transmissão e muitas vezes as usinas produziam mais energia do que os cabos suportavam, levando a um congestionamento e consequente desligamento de linhas. A causa foi atribuída a uma falha na rede de distribuição devido ao excesso de carga na subestação de São Roque, interior paulista.

 

11 de março de 1999

Mais de 70 milhões de pessoas foram afetadas nas regiões Sul, Sudeste e Centro Oeste, além de 100 mil pessoas no Paraguai. Assim como em 2009, a luzes se apagaram após as 22 horas e a causa apontada para que dez estados (Minas Gerais, São Paulo, Rio de Janeiro, Goiás, Mato Grosso, Paraná, Rio Grande do Sul, Santa Catar

ina, Mato Grosso do Sul e Espírito Santo) e o Distrito Federal ficassem sem luz por até 12 horas foram, também, os raios. As

descargas elétricas teriam atingido a subestação de Bauru, porém, em 2007, técnicos do Inpe apresentaram estudo que desmente a versão oficial e afirma que a chance de um raio ter ocasionado o problema é nula.

Na época, especialistas também apontaram a falta de investimento em equipamentos e tecnologia como a causa do blecaute. O Ministério de Minas e energia (MME) admitiu, na ocasião, que os níveis de segurança e manutenção da subestação estavam reduzidos. Foi a partir deste evento que surgiu a necessidade de um racionamento, que durou de junho de 2001 a março de 2002.

 

9 de maio de 2000

O sul de Portugal, incluindo a cidade de Lisboa, ficou no escuro por mais de duas horas quando, por volta das 22h, uma cegonha pousou em uma linha de transmissão e foi eletrocutada, levando ao desligamento de diversas linhas de distribuição. É comum que este tipo de ave construa seus ninhos em torres de alta tensão em Portugal

 

21 de janeiro de 2002

O apagão que atingiu dez estados, dentre eles São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Minas Gerais, Mato Grosso do Sul, Paraná e Rio Grande do Sul, além do Distrito Federal, por mais de quatro horas foi ocasionado por um parafuso colocado de forma incorreta em uma das junções que segurava as linhas de transmissão, levando ao desgaste que culminou no rompimento de um dos cabos da linha que levava energia para Araraquara (SP).

O problema chegou a interromper o funcionamento de 13 das 18 turbinas de Itaipu na época e foi agravado por uma falha do sistema de segurança, que também desligou a linha paralela, e pelo funcionamento inadequado de um sistema do ONS que deveria isolar o defeito, reduzindo o “efeito dominó”. Como se não bastasse, o gerador localizado na sede do ONS no Rio de Janeiro não funcionou, deixando o sistema elétrico fora de controle por alguns minutos. Meses depois, a Aneel multou a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) e o ONS.

 

29 de janeiro de 2002

O blecaute atingiu 432 cidades do Rio Grande do Sul por quase duas horas e foi causado por uma falha de comunicação da equipe responsável pela manutenção da subestação de Gravataí, pertecente à Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE). O problema levou ao desligamento de todos os circuitos da subestação para Porto Alegre. A termelétrica de Uruguaiana, da AES Sul, ainda foi bloqueada durante a tentativa de restabelecer a energia desligando outras linhas de transmissão. De acordo com o ONS, cerca de 2.000 MW deixaram de ser fornecidos às 9h33, hora do apagão, resultando no corte de 60% do consumo do Estado.

 

14 a 16 de agosto de 2003

Uma falha nas linhas de transmissão sobrecarregou o sistema e paralisou mais de 100 usinas, deixando o nordeste dos Estados Unidos, incluindo as cidades de Nova York, Ohio e Detroit, e o sudeste do Canadá sem energia, que foi restaurada em algumas cidades canadenses no mesmo dia, mas algumas regiões sofreram com o apagão até o dia 16.

Mais de 50 milhões de pessoas foram atingidas e o prejuízo para a economia chegou a US$ 6 bilhões. O então presidente George W. Bush teve de fazer um pronunciamento para acalmar a população dizendo que foi uma falha técnica e não um ataque terrorista. Um relatório realizado em parceria pelos dois países e divulgado em 2004 determinou como causa do apagão a deficiência no planejamento e preparo para lidar com crises energéticas, além de várias falhas com “efeito dominó”.

 

28 de setembro de 2003

Uma linha de transmissão que conduzia energia da Suíça até a Itália foi atingida por uma forte tempestade e sobrecarregou o sistema de geração do País, causando um “efeito dominó” que cortou o fornecimento de eletricidade em todas as regiões e afetou 60 milhões de pessoas durante nove horas.

7 de janeiro de 2005

A interrupção do fornecimento de energia ocorreu pela grave seca enfrentada principalmente pelas regiões Norte e Nordeste e que diminuiu os níveis dos reservatórios das hidrelétricas, atingindo três milhões de pessoas nos estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo por mais de uma hora.

 

18 de agosto de 2005

O maior apagão da história deixou mais de 100 milhões de pessoas no escuro na Indonésia – quase metade da população – e comprometeu seriamente a operação de hospitais, transportes públicos, aeroportos e trânsito na capital, Jacarta. O blecaute durou aproximadamente 12 horas e investigações apontaram que a falta de investimentos e de manutenção, sob responsabilidade de uma empresa estatal, sobrecarregaram as linhas de transmissão.

 

26 de setembro de 2007

Apesar de as hidrelétricas estarem funcionando a todo vapor, novamente os estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo ficaram sem luz por um problema nas linhas de transmissão de Furnas. A rede CBS de televisão dos Estados Unidos levantou a hipótese de o corte ter sido causado por hackers, que teriam atacado o sistema de controle digital da rede de distribuição. Porém, a versão oficial brasileira descartou totalmente essa possibilidade e técnicos da área chegaram a acusar o governo e o ONS de falta de investimentos e mau  gerenciamento da rede.

27 de abril de 2008

Cerca de 70% da população colombiana, incluindo os moradores de Bogotá, ficaram mais de duas horas sem energia elétrica devido a uma falha técnica em uma subestação próximo à capital, que causou diversos transtornos no metrô, elevadores e trânsito para cerca de 30 milhões de pessoas.

 

28 de abril de 2008

Pelo menos 13 estados da Venezuela permaneceram no escuro por uma hora devido a uma pane no sistema de transmissão da hidrelétrica de Guri – a maior do País e uma das três maiores do mundo – que levou a um “efeito dominó” em toda a rede.

 

ITAIPU

 

A Usina Hidrelétrica de Itaipu começou a ser construída em 1974, e foi concluída oito anos depois, em 1982. Ela foi criada para reforçar o abastecimento de energia de toda a região sudeste, em especial o Estado de São Paulo, vítima de constantes “apagões”, devido ao aumento da demanda de consumo, consequência da industrialização, da consolidação da indústria dos eletrodomésticos e da urbanização das cidades.

Foi idealizada como a maior usina do mundo, perdeu o posto para a chinesa Três Gargantas em capacidade instalada, mas ainda continua gerando mais. Itaipu abastecesse não só o Brasil, gerando o equivalente a 19,3% da energia consumida no Brasil, mas também o Paraguai – Itaipu abastece 87,3% do consumo paraguaio.

Tem 20 turbinas (com potência nominal de 700 MW) e potência instalada de 14 mil MW. Bateu o seu próprio recorde de geração de eletricidade ano passado, em 2008, quando produziu 94.684.781 de Mwh. A energia gerada por Itaipu é 50% brasileira (gerada em corrente alternada, na frequência de 60 Hz) e 50% paraguaia (em corrente contínua, em 50 Hz), que vendo o excedente da produção para o Brasil. O sistema de CC tem aproximadamente 810 km e duas linhas de ± 600 kV enquanto o AC tem três linhas de transmissão (que saem da Subestação de Foz do Iguaçu até Tijuco Preto) com cerca de 900 Km e duas mil torres.

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