Relatório sobre apagão no Sri Lanka aponta queda na geração de Lakvijaya e recuperação da rede em cinco horas

Uma queda repentina de energia, seguida pelo colapso nacional

O sistema elétrico do Sri Lanka entrou em colapso em 17 de outubro de 2026, depois que a geração da Unidade 1 da Usina de Lakvijaya caiu acentuadamente em menos de meio segundo, segundo conclusões atribuídas à investigação preliminar do Operador Nacional do Sistema. A proteção automática desconectou centenas de megawatts de demanda de eletricidade, mas a perturbação continuou a se espalhar pela rede nacional.

A sequência detalhada situa o início às 11h43min29s e o colapso total às 11h43min59s, durante um período de tempo seco e ensolarado. O registro mostra a potência líquida da unidade geradora a carvão caindo de 187 megawatts para 5 megawatts em 450 milissegundos, seguida por uma rápida queda na frequência do sistema.

O Operador Nacional do Sistema, ou NSO, apresentou seu relatório preliminar à Comissão de Serviços Públicos do Sri Lanka em 23 de outubro, após solicitação do órgão regulador. O engenheiro M.B.S. Samarasekara, diretor-executivo interino do NSO, assinou o documento.

Os operadores começaram a reconstruir a rede por meio de quatro sistemas regionais. A Unidade 1 de Kotmale foi sincronizada às 12h11, e todas as principais subestações foram restabelecidas até as 16h58, cerca de cinco horas e 15 minutos após o início da perturbação. Algumas usinas precisaram de mais tempo para voltar a contribuir com a geração por causa de problemas técnicos durante a retomada.

A investigação, portanto, abrange dois problemas relacionados: como uma perturbação repentina se espalhou pela rede e como os operadores restabeleceram a transmissão enquanto várias usinas ainda se recuperavam. Para residências e empresas, esses processos afetaram tanto o apagão imediato quanto a escassez de eletricidade que veio em seguida.

O que aconteceu em Lakvijaya?

A Unidade 1 de Lakvijaya fornecia 187 megawatts imediatamente antes da perturbação. Na sequência detalhada, sua geração caiu para 5 megawatts devido a uma condição de baixo nível no tubulão da caldeira. O tubulão contém água e vapor, e o nível de água é um limite operacional importante em uma usina termelétrica a carvão.

A mudança registrada corresponde a uma perda de 182 megawatts, ou cerca de 97% da geração anterior da unidade, em menos de meio segundo. Em comparação com a demanda nacional registrada, de 1.135 megawatts, isso representa aproximadamente 16%. Uma mudança tão repentina deixa muito pouco tempo para reequilibrar a produção e o consumo de eletricidade.

As conclusões preliminares ainda contêm detalhes não esclarecidos. Outra descrição aponta uma redução de 85 megawatts ao longo dos mesmos 450 milissegundos, enquanto outra indica que o colapso do sistema levou 4,1 segundos, e não os 30 segundos entre os horários de início e fim apresentados na sequência detalhada. A investigação também não determina a causa da queda na geração de Lakvijaya: além da hipótese de baixo nível no tubulão, considera uma possível resposta à mudança na frequência do sistema, já que não foi relatado o desligamento automático da unidade naquele momento. Esperava-se que um relatório detalhado fosse enviado ao órgão regulador, mas não foi informada uma data de entrega.

A diferença entre uma unidade reduzir a geração e ser desligada é importante para a investigação técnica. Reduzir a geração significa que a máquina fornece menos eletricidade; um desligamento significa que um sistema de proteção a desconecta. Determinar a ordem desses eventos ajudará a explicar como a perturbação se desenvolveu.

Por que a queda na frequência espalhou a perturbação

A frequência do sistema caiu de 49,906 hertz para 48,75 hertz em dois segundos. Hertz é a unidade que mede quantas vezes a corrente elétrica alternada completa um ciclo a cada segundo. Em uma rede que opera em torno de 50 hertz, a frequência também é um indicador útil do equilíbrio entre produção e consumo de eletricidade.

Uma queda repentina na geração faz a frequência diminuir à medida que os geradores rotativos desaceleram. Em seguida, os equipamentos de proteção atuam para manter as máquinas e a rede dentro de seus limites operacionais. Durante esse incidente, a queda de frequência foi seguida pelo corte de geração que os operadores não podiam programar diretamente e, depois, pela ativação dos cinco estágios de desconexão automática da demanda.

Quase todas as unidades geradoras que os operadores podiam programar foram desligadas posteriormente por proteções contra baixa frequência ou baixa tensão. As unidades de Victoria, Kotmale, Randenigala, Samanalawewa e Laxapana estiveram entre as afetadas, além de Lakvijaya e outras usinas hidrelétricas.

Segundo a sequência detalhada, a Unidade 3 de Victoria e as Etapas I e II de Old Laxapana continuaram girando sem fornecer carga elétrica. Uma máquina pode continuar girando sem entregar energia utilizável aos consumidores. Essa condição ajuda a explicar por que o colapso do fornecimento de eletricidade e a parada de todas as máquinas são eventos operacionais diferentes.

Cortes automáticos atingiram quase 40% da demanda

O esquema de proteção envolvia 449,2 megawatts de demanda, o equivalente a 39,6% dos 1.135 megawatts registrados antes do apagão. As conclusões preliminares descrevem esse montante como desconectado, enquanto o relato complementar de outro relatório o apresenta como a quantidade prevista para desconexão.

O corte de carga por subfrequência, frequentemente chamado de UFLS, desconecta automaticamente cargas elétricas selecionadas quando a frequência cai abaixo de níveis predefinidos. O mecanismo reduz o consumo com rapidez suficiente para reequilibrá-lo com a geração que continua em operação. Todos os cinco estágios foram ativados durante a perturbação de 17 de outubro, mas o sistema nacional ainda assim entrou em colapso.

Os números mostram a dimensão da resposta. Os 449,2 megawatts previstos para desconexão da demanda correspondiam a cerca de duas vezes e meia a perda inicial de 182 megawatts descrita na sequência detalhada. Naquele momento, porém, mais geração também estava sendo desconectada à medida que os sistemas de proteção atuavam. O equilíbrio mudou durante todo o evento.

O relatório também registra 332,5 megawatts de capacidade de geração de emergência disponível, equivalente a cerca de 29% da demanda naquele momento. A capacidade de emergência e a desconexão automática da demanda têm funções diferentes: uma acrescenta eletricidade, enquanto a outra reduz o consumo. A velocidade de resposta de cada uma é importante quando a frequência cai em questão de segundos.

Da interrupção ao restabelecimento

Em 17 de outubro, o colapso ocorreu muito rapidamente, seguido por horas de trabalho para reconstruir a rede. A investigação e as medidas regulatórias posteriores estabeleceram a seguinte sequência:

• 17 de outubro, 11h43min29s: a sequência detalhada situa o início da perturbação na Unidade 1 de Lakvijaya.
• Em 450 milissegundos: a geração da unidade caiu acentuadamente em relação aos 187 megawatts iniciais.
• Em dois segundos: a frequência do sistema caiu de 49,906 hertz para 48,75 hertz.
• 11h43min59s: a sequência detalhada registra o colapso total do sistema.
• 12h11: a Unidade 1 de Kotmale foi sincronizada durante o restabelecimento.
• 16h58: todas as principais subestações e o sistema nacional de transmissão haviam sido restabelecidos.
• De 19 a 21 de outubro: o órgão regulador aprovou cortes rotativos condicionais de energia após a pane em Lakvijaya.
• 23 de outubro: o NSO apresentou ao órgão regulador sua investigação preliminar.

A sincronização de Kotmale ocorreu cerca de 27 minutos após o início do apagão. Sincronizar significa compatibilizar as condições elétricas de um gerador com as da rede à qual ele será conectado, para que possa se ligar e fornecer eletricidade com segurança.

Quatro sistemas ajudaram a reconstruir a rede

Os operadores trabalharam simultaneamente nos sistemas de Mahaweli, Laxapana, Samanalawewa/South e Colombo, seguindo as instruções permanentes de restabelecimento. Isso permitiu avançar com a recuperação em várias áreas, em vez de esperar que uma única usina fornecesse energia a todo o país.

O sistema de restabelecimento de Mahaweli usou Kotmale e Victoria. O sistema de Laxapana envolveu New Laxapana e Wimalasurendra, enquanto o sistema de Samanalawewa/South usou Samanalawewa e Kukule Ganga. Kelanitissa fez parte do esforço de restabelecimento de Colombo.

Reconstruir uma rede elétrica exige que os operadores reconectem, em uma sequência controlada, a geração, as linhas de transmissão, as subestações e a demanda dos consumidores. Cada nova conexão altera o equilíbrio entre oferta e consumo. Os quatro sistemas de restabelecimento ofereceram aos operadores vários pontos de partida para reconstruir esse equilíbrio.

Até as 16h58, todas as principais subestações haviam sido restabelecidas. As subestações são pontos da rede onde a eletricidade é direcionada entre diferentes trechos e sua tensão é alterada para transmissão ou distribuição. Restabelecê-las foi uma etapa importante para devolver a eletricidade ao país, enquanto unidades geradoras individuais continuavam seus próprios procedimentos de retomada.

Por que algumas usinas demoraram mais

Várias unidades termelétricas e de ciclo combinado tiveram problemas com equipamentos auxiliares, o mecanismo de giro ou as etapas de partida a frio durante o restabelecimento. Um problema em um sistema auxiliar atrasou a retomada de uma unidade geradora em Yugadanavi. Dificuldades técnicas também afetaram a volta de algumas unidades de Lakvijaya.

Os sistemas auxiliares fornecem os serviços de apoio de que uma usina precisa, incluindo bombas, refrigeração e controles. Um grande gerador depende do funcionamento desses sistemas para operar normalmente. O mecanismo de giro rotaciona lentamente o eixo de uma turbina durante o desligamento ou a preparação para a retomada, ajudando a controlar as mudanças de temperatura.

A partida a frio leva uma usina, partindo de uma condição de resfriamento, de volta à temperatura e à pressão de operação por meio de uma sequência controlada. As usinas de ciclo combinado, que usam turbinas a gás e recuperam o calor para gerar mais eletricidade por meio de uma turbina a vapor, têm vários sistemas interligados que precisam ser reativados.

Esses requisitos de retomada ajudam a explicar o intervalo entre o restabelecimento da rede de transmissão e a recuperação da capacidade de geração. No fim da tarde, a rede já conseguia transportar eletricidade novamente por suas principais linhas. A quantidade de energia disponível para ser transmitida ainda dependia de quais unidades geradoras haviam voltado a operar.

Como o apagão levou a cortes de energia à noite

A escassez persistente ficou evidente quando foram aprovados três dias de cortes de energia, em 19, 20 e 21 de outubro. A Comissão de Serviços Públicos autorizou interrupções rotativas de uma hora por dia em quatro grupos, e o Conselho de Eletricidade do Ceilão publicou os horários, que abrangiam o período da noite, das 16h30 às 21h.

Os cortes estavam condicionados à necessidade de administrar a demanda caso a geração disponível não fosse suficiente para atender ao consumo. A empresa de eletricidade alertou que os horários efetivos de interrupção e restabelecimento poderiam variar em 30 minutos e que a distribuição entre os grupos poderia mudar conforme a demanda, a disponibilidade de geração e as condições meteorológicas.

O especialista em energia Dr. Vidura Ralapanawa afirmou que as três unidades de Lakvijaya haviam parado de operar, retirando cerca de 900 megawatts da rede nacional. Ele estimou que a primeira unidade poderia levar pelo menos quatro a cinco dias para voltar, ultrapassando os três dias cobertos pelo cronograma de interrupções aprovado.

O número de 900 megawatts se refere à perda das três unidades da usina no contexto mais amplo das consequências do incidente. Os 187 megawatts da sequência preliminar do apagão correspondem à geração registrada na Unidade 1 imediatamente antes da perturbação. Em conjunto, os números mostram como um problema iniciado em uma unidade se transformou em um desafio maior para o fornecimento de eletricidade.

Para os consumidores, o resultado prático foi o restabelecimento da rede nacional de transmissão em 17 de outubro, seguido por um período em que a escassez de geração ainda poderia exigir interrupções programadas. Espera-se que a investigação detalhada analise o evento inicial e a sequência de atuação dos sistemas de proteção.

Principais pontos

• A sequência detalhada situa o apagão de 17 de outubro entre 11h43min29s e 11h43min59s.
• A geração da Unidade 1 de Lakvijaya caiu acentuadamente, e a frequência do sistema chegou a 48,75 hertz em dois segundos.
• Os cinco estágios de desconexão automática da demanda por subfrequência foram acionados; o esquema envolvia 449,2 megawatts, ou 39,6% da demanda.
• As conclusões preliminares apresentam divergências não esclarecidas sobre a perda inicial de geração, o momento do colapso e sua causa.
• O restabelecimento avançou por meio de quatro sistemas, e todas as principais subestações foram recuperadas até as 16h58.
• Problemas na retomada das usinas continuaram após a recuperação da transmissão, e foram aprovados cortes noturnos condicionais de energia de 19 a 21 de outubro.
• O NSO apresentou seu relatório preliminar em 23 de outubro, e espera-se que uma investigação detalhada seja realizada em seguida.