Relatório sobre apagão no Sri Lanka analisa quebra de produção em Lakvijaya e recuperação da rede em cinco horas

Uma perda súbita de energia, seguida pelo colapso nacional

O sistema eléctrico do Sri Lanka entrou em colapso a 17 de Outubro de 2026, depois de a produção da Unidade 1 da central eléctrica de Lakvijaya ter caído acentuadamente em menos de meio segundo, segundo conclusões atribuídas à investigação preliminar do Operador Nacional do Sistema. A protecção automática desligou centenas de megawatts de consumo de electricidade, mas a perturbação continuou a propagar-se pela rede nacional.

A sequência detalhada situa o início às 11:43:29 e o colapso total às 11:43:59, com tempo seco e soalheiro. Regista uma queda da produção líquida da unidade a carvão de 187 megawatts para 5 megawatts em 450 milissegundos, seguida de uma rápida descida da frequência do sistema.

O Operador Nacional do Sistema, ou NSO, apresentou o seu relatório preliminar à Comissão dos Serviços Públicos do Sri Lanka a 23 de Outubro, na sequência de um pedido do regulador. O engenheiro M.B.S. Samarasekara, director executivo interino do NSO, assinou o documento.

Os operadores começaram a reconstruir a rede através de quatro sistemas regionais. A Unidade 1 de Kotmale foi sincronizada às 12:11 e todas as principais subestações foram repostas até às 16:58, cerca de cinco horas e 15 minutos depois do início da perturbação. Algumas centrais eléctricas precisaram de mais tempo para retomar a produção devido a problemas técnicos durante o arranque.

A investigação abrange, por isso, dois problemas interligados: a forma como uma perturbação súbita se propagou pela rede e a forma como os operadores repuseram a transmissão enquanto várias centrais ainda estavam a recuperar. Para as famílias e as empresas, estes processos tiveram impacto tanto no apagão imediato como na escassez de electricidade que se seguiu.

O que aconteceu em Lakvijaya?

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

A alteração registada corresponde a uma perda de 182 megawatts, ou cerca de 97% da produção anterior da unidade, em menos de meio segundo. Face à procura nacional registada de 1.135 megawatts, isso representa aproximadamente 16%. Uma alteração tão súbita deixa muito pouco tempo para reequilibrar a produção e o consumo de electricidade.

As conclusões preliminares contêm ainda pormenores por esclarecer. Outra descrição indica uma redução de produção de 85 megawatts durante os mesmos 450 milissegundos, enquanto outra refere 4,1 segundos para o colapso do sistema, em vez dos 30 segundos entre as horas de início e de fim indicadas na sequência detalhada. A investigação também não esclarece a razão subjacente à perda de produção de Lakvijaya: além da explicação do nível baixo de água no tambor, considera a possibilidade de uma resposta à alteração da frequência do sistema, uma vez que não foi comunicada qualquer actuação automática de protecção que desligasse a unidade naquele momento. Esperava-se que um relatório detalhado fosse enviado ao regulador, mas não foi indicada uma data de entrega.

A diferença entre uma unidade reduzir a produção e uma unidade ser desligada é importante para a investigação técnica. Uma redução significa que a máquina fornece menos electricidade; o desligamento significa que um sistema de protecção a desliga. Determinar a ordem destes acontecimentos ajudará a explicar como a perturbação se desenvolveu.

Porque é que a queda da frequência propagou a perturbação

A frequência do sistema caiu de 49,906 hertz para 48,75 hertz em dois segundos. O hertz mede o número de ciclos por segundo da corrente eléctrica alternada. Numa rede que funciona em torno dos 50 hertz, a frequência também é um indicador útil do equilíbrio entre a produção e o consumo de electricidade.

Uma escassez súbita de produção faz a frequência cair à medida que os geradores rotativos abrandam. O equipamento de protecção reage então para manter as máquinas e a rede dentro dos limites operacionais. Durante este incidente, à descida da frequência seguiu-se o corte de produção que os operadores não podiam programar directamente e, depois, a activação das cinco fases de desligamento automático de cargas.

Quase todas as unidades de produção que os operadores podiam programar foram posteriormente desligadas devido à actuação das protecções de baixa frequência ou baixa tensão. Entre as unidades afectadas estavam as de Victoria, Kotmale, Randenigala, Samanalawewa e Laxapana, além de Lakvijaya e de outras centrais hidroeléctricas.

A Unidade 3 de Victoria e as Fases I e II de Old Laxapana continuaram a girar sem fornecer carga eléctrica, segundo a sequência detalhada. Uma máquina pode continuar a girar sem fornecer energia utilizável aos consumidores. A situação destas unidades explica por que motivo o colapso do fornecimento de electricidade e a paragem de todas as máquinas são acontecimentos operacionais distintos.

Cortes automáticos abrangeram quase 40% da procura

O esquema de protecção abrangia 449,2 megawatts de procura, o equivalente a 39,6% dos 1.135 megawatts registados antes da interrupção. As conclusões preliminares descrevem essa quantidade como desligada, enquanto o relato que acompanha um relatório adicional a descreve como a quantidade prevista para ser desligada.

O deslastre de carga por subfrequência, frequentemente designado pela sigla UFLS, desliga automaticamente cargas eléctricas seleccionadas quando a frequência desce abaixo de níveis predefinidos. Funciona reduzindo o consumo com rapidez suficiente para o reequilibrar com a produção ainda em funcionamento. As cinco fases foram activadas durante a perturbação de 17 de Outubro, mas o sistema nacional acabou por colapsar na mesma.

Os números mostram a dimensão da resposta. Os 449,2 megawatts previstos para desligamento da procura correspondiam a cerca de duas vezes e meia a perda inicial de 182 megawatts descrita na sequência detalhada. Nessa altura, porém, também se desligava mais produção, à medida que os sistemas de protecção actuavam. O equilíbrio foi-se alterando ao longo de todo o incidente.

O relatório regista também 332,5 megawatts de capacidade de produção de emergência disponível, o equivalente a cerca de 29% da procura na altura. A capacidade de emergência e o desligamento automático da procura têm funções diferentes: uma acrescenta electricidade, enquanto o outro reduz o consumo. A rapidez com que cada um pode responder é importante quando a frequência está a cair em segundos.

Da falha de energia à reposição

O colapso de 17 de Outubro foi extremamente rápido, seguindo-se horas de reconstrução da rede. A investigação e as medidas regulamentares subsequentes definem a seguinte sequência:

• 17 de Outubro, 11:43:29: A sequência detalhada situa o início da perturbação na Unidade 1 de Lakvijaya.
• Em 450 milissegundos: A produção da unidade caiu acentuadamente face aos 187 megawatts iniciais.
• Em dois segundos: A frequência do sistema caiu de 49,906 hertz para 48,75 hertz.
• 11:43:59: A sequência detalhada regista o colapso total do sistema.
• 12:11: A Unidade 1 de Kotmale foi sincronizada durante a reposição.
• 16:58: Todas as principais subestações e o sistema nacional de transmissão estavam repostos.
• De 19 a 21 de Outubro: O regulador aprovou cortes rotativos de electricidade condicionais na sequência da avaria de Lakvijaya.
• 23 de Outubro: O NSO apresentou ao regulador o relatório da investigação preliminar.

A sincronização de Kotmale ocorreu cerca de 27 minutos depois do início do apagão. Sincronizar significa fazer corresponder as condições eléctricas de um gerador às da rede a que se vai ligar, para que possa ser conectado e fornecer electricidade em segurança.

Quatro sistemas ajudaram a reconstruir a rede

Os operadores trabalharam em simultâneo através dos sistemas de Mahaweli, Laxapana, Samanalawewa/South e Colombo, seguindo as instruções permanentes de reposição. Assim, a recuperação pôde avançar em várias zonas sem ter de esperar que uma única central eléctrica abastecesse todo o país.

O sistema de reposição de Mahaweli utilizou Kotmale e Victoria. O sistema de Laxapana envolveu New Laxapana e Wimalasurendra, enquanto o sistema de Samanalawewa/South utilizou Samanalawewa e Kukule Ganga. Kelanitissa integrou os trabalhos de reposição de Colombo.

A reconstrução de uma rede eléctrica exige que os operadores voltem a ligar a produção, as linhas de transmissão, as subestações e a procura dos consumidores numa sequência controlada. Cada nova ligação altera o equilíbrio entre a oferta e o consumo. Os quatro sistemas de reposição deram aos operadores vários pontos de partida para reconstruir esse equilíbrio.

Às 16:58, todas as principais subestações estavam repostas. As subestações são os pontos onde a electricidade é encaminhada entre partes da rede e a sua tensão é alterada para transmissão ou distribuição. A reposição destas instalações foi um passo importante para restabelecer o fornecimento de electricidade em todo o país, enquanto as unidades de produção prosseguiam os seus próprios procedimentos de arranque.

Porque é que algumas centrais demoraram mais tempo

Várias unidades de produção térmica e de ciclo combinado tiveram problemas com equipamento auxiliar, com o mecanismo de rotação lenta ou com a sequência de arranque a frio durante a reposição. Um problema num sistema auxiliar atrasou o reinício de uma unidade de produção em Yugadanavi. Dificuldades técnicas também afectaram o regresso ao serviço de algumas unidades de Lakvijaya.

Os sistemas auxiliares fornecem os serviços de apoio de que uma central precisa, incluindo bombas, arrefecimento e sistemas de controlo. Um grande gerador depende da disponibilidade destes sistemas para poder funcionar normalmente. O mecanismo de rotação lenta faz rodar devagar o veio de uma turbina durante a paragem ou a preparação para o arranque, ajudando a gerir as alterações de temperatura.

Um arranque a frio leva uma central, a partir de um estado de arrefecimento, de volta à temperatura e pressão de funcionamento, através de uma sequência controlada. As centrais de ciclo combinado, que utilizam turbinas a gás e aproveitam o calor produzido para gerar mais electricidade através de uma turbina a vapor, têm vários sistemas interligados que precisam de ser postos novamente em serviço.

Estes requisitos de arranque ajudam a explicar a diferença entre a reposição da rede de transmissão e a recuperação da capacidade de produção. Ao fim da tarde, a rede já podia voltar a transportar electricidade pelas suas principais linhas. A quantidade de energia disponível para transportar continuava a depender das unidades de produção que já tinham regressado ao serviço.

Como a falha de energia levou a cortes ao início da noite

A escassez persistente tornou-se evidente com a aprovação de três dias de cortes de electricidade para 19, 20 e 21 de Outubro. A Comissão dos Serviços Públicos autorizou interrupções rotativas de uma hora por dia em quatro grupos, e o Conselho de Electricidade do Ceilão publicou horários que abrangiam o período da noite, entre as 16:30 e as 21:00.

Os cortes dependiam da necessidade de gerir a procura devido à insuficiência da produção disponível para satisfazer o consumo. O conselho de electricidade alertou que as horas efectivas de corte e de reposição poderiam variar até 30 minutos e que a distribuição pelos grupos poderia mudar consoante a procura, a disponibilidade de produção e as condições meteorológicas.

O especialista em energia Dr. Vidura Ralapanawa afirmou que as três unidades de Lakvijaya tinham deixado de funcionar, retirando cerca de 900 megawatts da rede nacional. Estimou que a primeira unidade poderia demorar pelo menos quatro a cinco dias a regressar ao serviço, ultrapassando os três dias abrangidos pelo calendário de interrupções aprovado.

O valor de 900 megawatts refere-se à perda das três unidades da central durante o período mais amplo que se seguiu. Os 187 megawatts da sequência preliminar do apagão correspondem à produção registada na Unidade 1 imediatamente antes da perturbação. Em conjunto, os valores descrevem como um problema que começou numa unidade se transformou num desafio mais amplo para o fornecimento de electricidade.

Para os consumidores, o resultado prático foi a reposição da rede nacional de transmissão a 17 de Outubro, seguida de um período em que a escassez de produção podia ainda exigir interrupções programadas. Espera-se que a investigação detalhada esclareça o incidente inicial e a sequência de actuação das protecções que se seguiu.

Pontos principais

• A sequência detalhada situa o apagão de 17 de Outubro entre as 11:43:29 e as 11:43:59.
• A produção da Unidade 1 de Lakvijaya caiu acentuadamente e a frequência do sistema desceu para 48,75 hertz em dois segundos.
• As cinco fases do sistema automático de deslastre de carga por subfrequência foram activadas; o esquema abrangia 449,2 megawatts, ou 39,6% da procura.
• As conclusões preliminares contêm divergências por esclarecer quanto à perda inicial de produção, à duração do colapso e à causa subjacente.
• A reposição avançou através de quatro sistemas, e todas as principais subestações estavam repostas às 16:58.
• Os problemas de arranque das centrais persistiram após a recuperação da transmissão, e foram aprovados cortes de electricidade nocturnos condicionais para o período de 19 a 21 de Outubro.
• O NSO apresentou o seu relatório preliminar ao regulador a 23 de Outubro, prevendo-se a apresentação posterior de uma investigação detalhada.