Automação de rede de distribuição de energia elétrica, Notas de estudo de Engenharia Elétrica

Baixe Automação de rede de distribuição de energia elétrica e outras Notas de estudo em PDF para Engenharia Elétrica, somente na Docsity! DANIEL PEREZ DUARTE Automação como Recurso de Planejamento de Redes de Distribuição de Energia Elétrica São Paulo 2008 DANIEL PEREZ DUARTE Automação como Recurso de Planejamento de Redes de Distribuição de Energia Elétrica Dissertação apresentada à Escola Politécnica da Universidade de São Paulo para obtenção do título de Mestre em Engenharia Área de Concentração: Sistemas de Potência Orientador: Prof. Dr. Marcos Roberto Gouvêa São Paulo 2008 "Fé inabalável só o é a que pode encarar frente a frente a razão em todas as épocas da Humanidade" (Hippolyte Léon Denizard Rivail) RESUMO Como produto de engenharia, os componentes das redes de distribuição de energia elétrica são, pela sua própria natureza, susceptíveis a falhas de funcionamento ou a ações de manutenção que impedem a operação de alguma instalação. No sentido de manter o desempenho adequado, nessas condições, são adotados critérios de planejamento e projeto que prevêem redundâncias de instalações, de forma que haja a continuidade de fornecimento de energia mesmo com componentes fora de operação. Com alguma frequência os sistemas de potência, principalmente em seus segmentos de transmissão e de distribuição de energia, adotam critérios de planejamento de suas instalações que consideram reserva de capacidade local (“N-1"local) para garantir a continuidade do serviço quando um de seus componentes está fora de operação. Esse critério se reveste de um conceito qualitativo na medida que, em geral, não quantifica o prejuízo e o transtorno que uma falha pode provocar, nem os recursos operativos que podem permitir ao sistema suportar ações de manutenção programada, sendo dessa forma, insuficiente para a perfeita avaliação de alternativas de expansão da rede de distribuição. Por outro lado, cálculo da Energia Não Distribuída — END — de forma probabilística para as falhas e de forma sistemática para eventuais interrupções durante as ações de manutenção preventiva é um recurso mais elaborado, de caráter quantitativo, para o dimensionamento da reserva de capacidade dos sistemas elétricos e portanto, de alternativas de expansão. Com a introdução de dispositivos automáticos e meios de comunicação na rede de distribuição é possível a realização de manobras e transferências de carga de maneira a garantir a continuidade do fornecimento em níveis aceitáveis, substituindo, muitas vezes a instalação de novas estruturas como alimentadores ou mesmo subestações. Disto resulta uma redução de custo proporcionada pela otimização da capacidade instalada, necessária para reserva de contingência, sem prejuízo do desempenho e da qualidade de serviço. O escopo deste trabalho é propor uma metodologia de planejamento fundamentada no custo da interrupção como uma alternativa ao critério N-1, de forma a permitir a avaliação tanto da aplicação de recursos de automação como também dos recursos convencionais de expansão da rede. A validação da metodologia proposta está ilustrada numa aplicação apresentada neste texto. 4.5.2 Requisitos para Aplicação de Recursos de Automação na Rede .............m 75 4.6 Avaliação das alternativas de automação ................ sie eeesereseresererererererenas 76 5 Estudos de caso................... ir reeererererereerenereneeerenerenenereneneneneneneneneo 80 51 Caso 1 — Rede teórica ............ crer rereeeeremeerereeeerarescacerenearesenceenearesencererearerenseress 80 5.11 Descrição e alternativas de melhoria ............... is ereeeeeeeseeeeeeareaeaes 80 5.1.2 Custos das alternativas e análises de sensibilidade..............eseereseaeeremerememes 82 5.2 Caso 2 — Rede real... iteeremerereeeremeerereeeerereecereeararescareneacaesenesenearesenserereaere 84 5.21 Características do sistema em estudo.. 84 5.2.2 Alternativas de planejamento..............ciereeeeemeeeeeeeereaeereneereneaeesencererearereneerereaes 87 5.2.3 Análise da Alternativa com Recurso de automação ............eceseseereerereaeeremees 90 5.24 Análise da Alternativa...........seemereeeereremeerereeeerereeeerecenearescnceneneacesencenerearerersenes 93 6 Conclusão... 115 7 Prosseguimento dos estudos .................... ir rerererererereerenerenereenenereneo 116 8 Bibliografia... icereeeaeeereeeaaeeeeeeaaeereeeaaeaneeeaaeearnaaeearnaaeanenaneaa 117 PAIN [= (0 121 TABELA 3.1 — TABELA 3.2 — TABELA 3.3 — TABELA 3.4 — TABELA 3.5 — TABELA 4.1 — TABELA 5.1 — TABELA 5.2 — TABELA 5.3 — TABELA 5.4 — TABELA 5.5 — TABELA 5.6 — TABELA 5.7 — TABELA 5.8 — TABELA 5.9 — TABELA 5.10 — TABELA 5.11 — TABELA 5.12 — TABELA 5.13 — LISTA DE TABELAS Faixas de tensão para pontos de entrega com tensão nominal igual ou inferior a 1kV............ si iseieeeeeeeeeeeerarerercanenernaneneranans 28 Faixas de tensão para pontos de entrega com tensão nominal superior a 1kV e inferior a 69kV.. ... 28 Custos de interrupção de fornecimento levantados na Itália........... 53 Benefícios da automação.................. as 56 Benefícios associados a cada funcionalidade de automação.......... 57 Recursos de automação propostos .................... eee 74 Dados do sistema em estudo................ eee 81 Cargas supridas e não supridas para cada alternativa durante a contingência do TR1 da SEI... rreeeeererereererereeerererena 82 Custos de investimento e manutenção ..................... 82 Carregamento dos Alimentadores Envolvidos .......................... 86 Taxas de Defeitos................. si itereeeaeeeeeeaeeneeeaaeeneeeanas 92 Tempos para o cálculo de END ...............ereeemenreeeeeeerereererees 93 Carregamento dos Circuitos ................ 95 Análise dos Blocos dos Troncos dos Circuitos .. 97 Blocos dos troncos dos circuitos com re-alocação de cargas prioritárias ........... cs cereeeeeerereeeererereeererereererrererererereerererecererenena 102 Benefício da instalação dos religadores “NA” no primeiro ano ..... 104 Impacto da instalação do religador ao longo do alimentador X2... 105 Impacto da instalação de dois religadores ao longo do alimentador DAR RD ND RD RODO DD ND RO RODO DD NEDRD RODE NDNRDRDRODDNDNRDRD RIDER DRDRD RIDER NRDRDRIDERENRDRDRDNDRA 107 Impacto da instalação de três religadores ao longo do alimentador DAR RD ND RD RODO DD ND RO RODO DD NEDRD RODE NDNRDRDRODDNDNRDRD RIDER DRDRD RIDER NRDRDRIDERENRDRDRDNDRA 107 TABELA 5.14 — Impacto da instalação de quatro religadores ao longo do alimentador DAR RD ND RD RODO DD ND RO RODO DD NEDRD RODE NDNRDRDRODDNDNRDRD RIDER DRDRD RIDER NRDRDRIDERENRDRDRDNDRA 108 TABELA 5.15- END Total do alimentador no 1º ano para as alternativas propostas ...............ctreeeeeeeeeeerereeeeeeereeereceneranereeeeaeeereeeaacenecanes 109 TABELA 5.16 - Tempo de retomo de investimento acumulado para as alternativas.............. is itceteeaaeereeeaaeereeeaaeereeeaaeeereaaaeantaaanes 111 TABELA 5.17 — Tempo de retorno de investimento incremental das alternativas... 111 15 1 INTRODUÇÃO Analisando a história do planejamento dos sistemas de energia elétrica observa-se que os critérios utilizados foram sempre no sentido de garantir a continuidade do fornecimento de energia através, principalmente, da redundância das instalações. O “critério N-7” considerando reserva de capacidade local, tradicionalmente utilizado pelas concessionárias de distribuição para o planejamento de suas redes, parte do conceito de que o sistema deve continuar operando normalmente em caso de falha de um de seus componentes. Particularmente, nenhum consumidor (independente da potência instalada, tipo de consumidor etc.) deverá ficar sem fornecimento de energia se houver falha em algum componente do sistema supridor do circuito de distribuição que o alimenta (1? contingência), incluindo os equipamentos que constituem a subestação, sobretudo transformadores. Para tanto, é prevista uma redundância das instalações de forma a garantir o suprimento da carga em caso de defeitos em um componente. Na maioria dos casos, a conseguência da adoção desse critério de planejamento é a ocorrência de baixo fator de utilização da capacidade instalada, requerendo investimentos significativos por parte da concessionária, com longos períodos de retorno e consequentes efeitos negativos na tarifa. No caso das subestações, além do nível de investimento envolvido, as limitações de espaço físico e as questões ambientais incluindo restrições requeridas pela comunidade vizinha e por órgãos do Poder Público são particularmente críticas em regiões urbanas com ocupação concentrada. Devido à importância dessas questões, diversos estudos vêm sendo desenvolvidos para obtenção de ganhos de compactação física e de fator de utilização de instalações. Esses estudos vêm indicando a conveniência de se considerar a integração das subestações na rede com certo grau de automação. Todavia, a adoção desta prática considerando-se os procedimentos convencionais de 16 planejamento e projeto, bem como as práticas operativas de redes não automatizadas, subutilza as vantagens que poderiam ser obtidas. Portanto, é necessário revisar critérios de planejamento e projeto para ter em conta os recursos de automação desde a etapa de concepção do plano de obras para atender a expansão do sistema. Nesse cenário, a proposta de elaboração do planejamento da rede considerando a Energia Não Distribuída - END decorrente de cada alternativa de expansão se mostra razoável, na medida que avalia a confiabilidade que cada uma delas proporciona ao sistema. Além disso, como a END é um parâmetro que contabiliza o “custo social” de uma interrupção de fornecimento, citada proposta avalia o nível de confiabilidade levando em conta a exigência de continuidade de cada tipo de consumidor. Esses conceitos de planejamento e projeto devem orientar a especificação e a aplicação da automação, uma vez que a presença desse recurso introduz novas facilidades, recomendando a utilização de novas técnicas e procedimentos. Porém, atualmente nas empresas concessionárias de energia elétrica, sobretudo no setor de distribuição, soluções de automação de rede são tratadas no âmbito da operação do sistema, não sendo consideradas no processo de planejamento. Existe, desta forma, uma oportunidade de aproveitamento da sinergia, entre os recursos considerados nos processos de planejamento e operação. Esta dissertação propõe que os recursos de automação possam competir com alternativas de expansão das estruturas das redes de distribuição, substituindo-as quando conveniente, de modo a permitir o aumento do fator de utilização das instalações sem prejuízo da qualidade de fornecimento. Assim, o benefício da implementação desses recursos na rede de distribuição em cada alternativa é quantificado, além dos custos de expansão de rede comumente utilizados no processo de planejamento (perdas, investimento etc.), por meio do correspondente custo de END, estabelecendo desta forma, os recursos de automação mais adequados, bem como um paralelo da relação custo/confiabilidade entre as 17 alternativas e as soluções convencionais propiciadas pelo “critério N-1” de planejamento. Esta dissertação está organizada em 8 capítulos, de modo que o Capítulo 2 — apresenta o objetivo da pesquisa, o seguinte, Capítulo 3, contém o estado da arte com a análise de publicações sobre o tema, bem como conceitos e fundamentos utilizados. O Capítulo 4 apresenta a metodologia proposta, que é ilustrada no Estudo de Caso do capítulo seguinte. Finalizando o texto, o Capítulo 6 apresenta as conclusões do trabalho, o sétimo aponta os tópicos relevantes para o prosseguimento dos estudos e o último, oitavo, a bibliografia consultada. 20 previsão de carga. Não obstante, o planejamento será abordado de forma geral neste tópico, apenas ressaltando-se as particularidades de cada tipo de sistema. O planejamento da expansão das redes de alta e média tensão consiste em propor, analisar e selecionar alternativas de expansão da oferta para o atendimento do aumento da demanda, sempre que critérios de qualidade de fornecimento forem transgredidos. A alternativa de menor custo, que atende os critérios citados, é selecionada e produz o Plano de Obras para o período de estudo que compreende o intervalo entre uma data inicial, usualmente a data atual, até o ano horizonte. Na referência [2], o autor ressalta a tendência crescente da realização do planejamento de um sistema de distribuição de forma separada para condição normal de operação da rede e para condição de emergência. Ainda nesse artigo, o autor destaca que entre os resultados principais do planejamento da distribuição estão: - Localização ótima de subestações; - Localização ótima de alimentadores; - Topologia ótima de alimentadores; - Alocação ótima da reserva de capacidade em subestações. O estudo de planejamento deve avaliar uma série de aspectos da rede existente que a diagnosticam, como por exemplo: o crescimento de carga da região, as fontes disponíveis em suas redondezas etc., e compatibilizar esses aspectos com os objetivos buscados pelo estudo que são, fundamentalmente, o atendimento da expansão do mercado em diversos cenários, dos anseios da sociedade por melhores níveis de qualidade de fornecimento, das restrições ambientais, considerando os recursos financeiros disponíveis e os condicionantes técnicos e econômicos. Um estudo de planejamento de redes de distribuição pode ser dividido em três categorias [32]: 21 Planejamento Estratégico (Agregado) Longo prazo (>10 anos) Planejamento Tático Médio prazo (>5 anos) Planejamento Operacional Curto prazo (dias, semanas, meses) Planejamento Estratégico: É o planejamento de longo prazo visando a obtenção dos níveis de investimento a serem aplicados em toda a área de concessão da empresa. O sistema é analisado por meio de uma classificação e posterior agregação de suas redes em famílias de mesmas características. Como resultado é realizado um Plano Geral de Obras e de investimentos, necessário para atendimento do nível de qualidade almejado. Este Plano é subsídio para o planejamento tático. Planejamento Tático: É o planejamento de médio prazo, onde os componentes do sistema são representados de forma detalhada para a simulação do comportamento do sistema em condição normal e de contingência. A proposição das alternativas de expansão é fundamentada no Plano Geral de Obras proposto pelo Planejamento Agregado. Da alternativa de expansão resulta o Plano de Obras Detalhado. Planejamento Operacional: É o planejamento de curto prazo que considera apenas intervenções operativas na rede, com eventuais reformas de pequeno porte. Assim, são realizadas reconfigurações que alteram a topologia da rede, alocação de capacitores, remanejamento de cargas, pequenas extensões de rede, etc. É frequente que o planejamento operacional proponha medidas para que a rede suporte atrasos de obras previstas ou aumentos de demanda imprevistos. A Figura 3.1 apresenta um diagrama representando a relação entre os processos de planejamento de longo e médio prazo aplicados em uma rede de distribuição. 22 Região/ localidade 1 Planejamento Plano Geral de . o a Obras/ Planejamento Tático Estratégico (médio prazo) mento s Qualidade [a Inv veIs (longo prazo) Região/ localidade n Área de Concessão, por exemplo & Piano de obras detalhado” cronograma financeiro Figura 3.1 - Planejamento de Redes de Distribuição (32) O foco desta dissertação situa-se no planejamento tático, de forma que esse segmento apresenta maior interesse e, portanto, é visto com maior detalhe a seguir. O planejamento tático se fundamenta em uma série de premissas e critérios pré- estabelecidos, bem como na vutilização de ferramentas de simulação do comportamento da rede operando em diversas alternativas de expansão propostas. Há vários métodos de otimização que permitem a seleção adequada de alternativas propostas. A partir dos resultados técnicos e econômicos dessas simulações, obtendo-se assim o Plano de Obras Detalhado para a região com proposição de obras e de outras providências para a expansão da oferta. A Figura 3.2 apresenta os conjuntos de informações que fundamentam o desenvolvimento do planejamento tático de um sistema de distribuição. 25 Esse roteiro de planejamento pode ser executado com muita interferência do planejador, que utiliza ferramentas convencionais, como fluxo de potência, ou por meio de metodologias de otimização aplicadas em sistemas elétricos de potência. Em [31] os autores classificam essas técnicas para resolução de problemas em sistemas de potência em três categorias: e Técnicas baseadas na utilização de métodos de otimização clássicos; e Modelos híbridos, que utilizam métodos de otimização em conjunto com métodos heurísticos; e Técnicas que utilizam conceitos ou ferramentas da área de inteligência artificial. Os autores apontam, para a aplicação em sistemas elétricos de potência, as seguintes técnicas: ” Programação Linear: Consiste em uma técnica que tem por objetivo a maximização ou minimização de uma função linear sujeita a restrições representadas por equações ou inequações lineares. [31] Possui algumas variações em função da natureza das variáveis envolvidas no processo. Exige simplificações e é de difícil aplicação em casos onde há certo grau de subjetividade no processo, pois necessita de restrições bem claras e definidas, e também em casos onde algumas restrições não variam de forma linear (queda de tensão, perdas etc.). O problema clássico desta técnica consiste na alocação de recursos limitados a atividades em competição, de forma ótima. ” Programação Não-Linear: Difere da primeira pois naquela a função objetivo e suas restrições são representadas por funções lineares nas variáveis de decisão, enquanto nesta, são representadas por funções não-lineares. 26 Os autores em [31] salientam que esta técnica oferece menor robustez do que a primeira, uma vez que está sujeita a existência de soluções ótimas locais, que não representam a solução ótima global do problema. Programação Dinâmica: Esta técnica é uma importante alternativa para o tratamento de problemas com múltiplos estágios, como problemas de planejamento de redes. Neste caso o problema consiste na determinação de política ótima que determina a instalação de reforços durante o período de planejamento, considerando os diversos aspectos que envolvem o planejamento de redes de distribuição. [31] Para o problema de planejamento de redes de distribuição, estabelece-se o horizonte de estudo e as intervenções possíveis na rede (obras). Então o problema é decomposto em etapas de decisão que configuram subproblemas do problema geral. Admite-se que, para um dado estado do problema, a política ótima dos estados subsequentes não depende da política adotada até o presente estado, reduzindo dessa forma a quantidade de políticas possíveis para a solução do problema. Busca Heurística Uma técnica de busca consiste em, uma vez formada uma árvore de soluções possíveis para determinado problema, adotar-se critérios para a determinação de um percurso que resulte em solução que atenda as necessidades estabelecidas. Tendo em vista a enorme quantidade de percursos possíveis, a aplicação de heurísticas no processo de busca se apresenta como importante solução visando minimizar os tempos de processamento através da otimização dos percursos analisados. Em [31], heurística foi definida como uma técnica que, com base em informações específicas do domínio de um problema, permite tornar um processo de busca mais eficiente, reduzindo os tempos de processamento que, por muitas vezes, inviabilizam a aplicação de técnicas de busca. 27 Os autores chamam a atenção ao fato de esta técnica não garantir solução ótima para o problema, podendo até gerar resultados errôneos caso a heurística não seja concebida de forma adequada. Y” Algoritmo Genético Consiste em uma técnica baseada na teoria da evolução das espécies. Utiliza- se de analogias com mecanismos biológicos para a geração sucessiva de populações (estados dos problemas), de forma que cada geração formada apresente desempenho superior à passada rumo à solução ótima do sistema. Os autores de [31] apontam que a grande vantagem desta técnica em relação as demais se deve a sua robustez, pois algoritmos genéticos: trabalham com uma codificação do conjunto de parâmetros; trabalham a partir de uma população de soluções alternativas; utilizam-se de informações da função objetivo; utilizam regras de transição probabilísticas para busca no espaço de soluções. Fundamentalmente os critérios de planejamento que o sistema em análise deve respeitar nas simulações de situações operativas são de três naturezas: a) Critério de Tensão Considerando-se níveis de tensão pré-estabelecidos nos barramentos do sistema supridor, para situação de carga leve e pesada, o limite dos valores das tensões nas barras de Baixa Tensão e de Média Tensão, em condição normal e de emergência devem situar-se dentro da faixa estabelecida pela Resolução ANEEL 505/2001 conforme apresentam as Tabelas 3.1 e 3.2 para Baixa e Média Tensão, respectivamente Os recursos permitidos para a obtenção e a manutenção desses níveis de tensão são: - Ajustes nos tap's dos transformadores da subestação; - “Instalação de reguladores de tensão ao longo do alimentador; 30 uma unidade da subestação. Assim, a capacidade firme de uma subestação (S gm ) é dada por: S firme = Snom Ísob(1— D+ Sransf (3.1) onde: Sim = Potência instalada na subestação; Fim = Fator de sobrecarga admissível sem que haja perda de vida; s = Montante de carga passível de ser transferido à subestação vizinha em transf caso de contingência; n = Número de transformadores na subestação. A figura 3.5 ilustra esse critério. Som E Ísob n-1 trafos em Stransf operação aD— “o — Figura 3.5 - Carregamento de Subestações [32] Deve-se destacar que a inserção de elementos de automação na rede racionaliza a utilização da capacidade transformadora, porquanto potencializa possibilidades de transferência de carga e possibilita a utilização da reserva de capacidade regional, envolvendo um grupo de subestações. - Alimentadores: O limite máximo admissível de corrente é determinado pela temperatura estabelecida pelo fabricante, nas condições de operação contínua (condição normal), limitada pela reserva de capacidade para o atendimento de cargas transferidas por outros alimentadores durante condições de contingência que os afetam. Usualmente é utilizado o critério de 2 alimentadores terem capacidade de atender uma parcela significativa da carga total de um terceiro em contingência, 31 com isso, uma regra prática de projeto que vem sendo utilizada é limitar a capacidade de corrente de um alimentador de 75% a 85% de sua capacidade máxima admissível. Assim a capacidade firme do alimentador ( S é resime ) S, regime — onde: Simico = Limite térmico de condução de corrente do cabo; s = Carga do bloco onde ocorre o defeito; rejeitada n = Número de alimentadores envolvidos nas transferências de carga. A figura 3.6 ilustra esse critério. | Sregime + (Sregime o Srejeitada ) (2 - Stermico Figura 3.6 - Carregamento dos Alimentadores [32] Observa-se que o critério mencionado se aplica ao tronco do alimentador e, eventualmente a ramais que integram a trajetória da corrente transferida em situações de contingência quando a configuração da rede é modificada em relação àquela de condição normal de operação. Ramais que não participam de ações de contingência, sempre atendendo radialmente a cargas conhecidas, devem operar com carregamento limitado à própria corrente máxima admissível. 32 À semelhança do que ocorre nas subestações, a utilização de automação pode melhorar o fator de utilização das instalações, pela racionalização e agilização na transferência de cargas, durante contingências. c) Critério de Continuidade O sistema em planejamento deve operar em condições de contingências, sem que haja corte de carga superior a um montante pré-estabelecido. Usualmente a condição de contingência é caracterizada pela operação do sistema em contingência simples, ou seja, o sistema deve operar, sem que haja corte de carga superior a um montante pré-estabelecido, quando um de seus elementos estiver fora de serviço. Entende-se por elemento: um transformador de subestação, um trecho de linha de transmissão ou um trecho de alimentador limitado entre dois equipamentos de chaveamento capazes de isolá-lo. Evidentemente, as cargas atendidas pelo trecho de alimentador fora de serviço só são restabelecidas quando o defeito for reparado. O montante de carga que pode permanecer sem fornecimento, a cada contingência simples, é pré-estabelecido, fundamentado na expectativa de defeitos e tempo de restabelecimento, de forma que não haja transgressão do limite do indicador regulado de continuidade: DEC — duração equivalente de interrupção. 3.2 VISÃO GERAL DA AUTOMAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO 3.2.1 Conceituação Neste texto, recursos de automação são entendidos como um conjunto de instalações que, a partir de informações que expressam as condições de operação do sistema de distribuição, atuam sobre a rede ou subestação, usualmente via chaveamentos remotos. Dentre as funcionalidades típicas da automação da distribuição pode-se citar: 35 Central de monitoramento [-—>>>>» Centro de e decisão sinalização > Estrutura de comunicação 0 Sensorese transdutores Rede ou e e barramento Dispositivo de chaveamento FIGURA 3.7 — Elementos de um sistema de automação. O sistema de automação pode ser, por exemplo, um simples religador, onde o sensor de estado é um TP que fornece sinal indicando a ausência tensão ao centro de decisão, o qual pode estar situado no próprio religador (relé digital) ou em um centro de operações. O suporte de telecomunicação é o conjunto de cabeamentos locais que conecta os sensores ao contador/temporizador e este ao disjuntor (do religador) e, por sua vez, 0 equipamento de manobra é o próprio disjuntor do religador. O centro de sinalização é o display do religador, que informa localmente a operação do religador, o número de operações de religamentos etc. Por outro lado, um sistema de automação poderia ser constituído por um conjunto de religadores (equipamentos de manobra) instalados na rede de alimentadores, que são acionados por comandos que transitam por uma rede de fibra ótica (estrutura de comunicação), partindo de um centro remoto, que por sua vez analisa os sinais da rede (sensores) e toma decisões (centro de decisão) . O centro remoto pode estar sediado no centro de operações da empresa, emitindo informações para displays convenientes (centro de sinalização). 36 3.2.2 Arquitetura e Características Gerais de Sistemas de Automação O artigo [3] aborda qualitativamente a aplicação de Automação da Distribuição para melhoria da qualidade de serviço, aumento da flexibilidade e utilização dos ativos da rede, indicando que o planejamento dos novos sistemas deve levar em conta as novas tecnologias que permitam a automatização dos processos que envolvam a operação da rede. A linha de pesquisa adotada neste artigo visa converter os sistemas atuais em redes com múltiplas alimentações primárias, de forma a obter um aumento de qualidade de fornecimento que evite até mesmo faltas momentâneas de suprimento. Para isto diversas alterações na forma de realização atual do Planejamento, Proteção e Operação precisam ser introduzidas. São indicadas quatro linhas a serem desenvolvidas: Novos esquemas de proteção, com religadores eletrônicos automatizados; - Sistemas de telecomunicação de alta velocidade, para isolamento de faltas em poucos ciclos e em porções restritas da rede; - Controle local, para comandar operações de alimentadores; - Controle de áreas, com a função de realizar fluxos de potência em tempo real, detectar violações de critérios e executar ações corretivas. É proposta a divisão do sistema em partes completamente “isoláveis”, denominadas de Premium Operating Districts (PODs), pelo seccionamento automático dos alimentadores. Em caso de falta, os consumidores devem perceber apenas interrupções temporárias, necessárias para isolar o defeito e transferir a carga. 37 A adoção do conceito de POD é considerada por si só uma mudança nos princípios de planejamento vigentes, requerendo definições de novas topologias e alocação ótima em função da expansão do sistema. A referência [4], embora não tão recente, apresenta algumas reflexões interessantes sobre aplicação de automação. Neste artigo as áreas de aplicação de automação estão organizadas da subestação até o consumidor. Assim, na área de subestações de distribuição cita-se o equilíbrio de cargas nos transformadores e regulação de tensão pela atuação nos comutadores sob carga. No caso dos alimentadores as aplicações usuais são: isolamento e seccionamento de trechos com defeito, acionamento remoto de chaves de interconexão, chaveamento de bancos de capacitores e monitoramento de tensão. São mencionadas ainda áreas de atuação em consumidores residenciais, comerciais e industriais, não relevantes para esta dissertação, bem como avaliadas algumas alternativas de automação para monitoramento e controle, tais como: - Aguardar que outras concessionárias sejam pioneiras, para seguir as experiências positivas e evitar as negativas, devido aos riscos representados pelas novas tecnologias. Segundo o autor esta abordagem não permite um ganho real de experiência e nem sempre gera soluções transplantáveis para outra realidade como aquele que se obtém com um piloto próprio; - Confiar em dados coletados periodicamente por pessoas ao invés de dispor de relatórios detalhados, confiáveis e automáticos gerados em tempo real, ou quase real; - Confiar em alarmes de consumidores, que apresentam o inconveniente de praticamente omitir informações de ocorrência de falta temporária, de nível de tensão inadequados e mesmo algumas de faltas persistentes. Nota-se que no 40 - Registradores digitais de faltas que iniciam o armazenamento de dados de tensão, frequência, harmônicos, acionados por um sinal de trigger de uma condição anormal; - Comutadores sob carga de transformadores (load tap changer); - Controladores de religadores; - Fontes de sincronização de tempo; - Tradutores de protocolo; - Interfaces homem máquina (IHM), usualmente um computador; - Controladores lógicos programáveis, para receber sinais e atuar sobre transdutores segundo uma lógica pré-determinada; - Relés digitais, que podem realizar medições sem necessidade de transdutores; - Processador de comunicação, que atua como um concentrador de sinais de vários dispositivos do sistema. - Sub-sistema de Comunicação e Medição Remota : - Meio de comunicação, como : par trançado de cobre, linha telefônica, power line carrier, fibra óptica, sistemas sem fio; - Conectores de comunicação (RS 232, RS 485) que operam sob protocolos especificados, como Modbus, DNP 3.0, IEC 60850, IEC 60870-5, proprietários, etc. ROTH, em [6] , avalia arquiteturas de comunicação com inteligência centralizada ou autônoma, isto é, descentralizada ou local, ressaltando que as principais vantagens deste segundo tipo são a independência de comunicação, a alta sensibilidade e a velocidade de atuação. Todavia, alguns esquemas lógicos mais complexos, mesmo sob pena de algum atraso na atuação, podem requerer uma inteligência central. Muitos sistemas com inteligência central utilizam chaves seccionadoras controladas remotamente ao passo que esquemas autônomos se baseiam na aplicação de religadores. O autor propõe que a análise comparativa entre as opções acima seja feita através de índices de confiabilidade relacionados a interrupções momentâneas. Utilizando-se este critério os alimentadores longos com chaves telecontroladas comandadas a centralizadamente sofrem, em toda a sua extensão, uma “piscada”, pois o disjuntor da subestação deve atuar antes da chave abrir, enquanto que sistemas com religadores seccionam somente o trecho com falta. Embora o exemplo apresentado no artigo tenha sido construído para demonstrar as vantagens dos religadores, existem argumentos válidos a serem considerados. São apresentadas também algumas considerações sobre alcance de proteção, favoráveis aos religadores e sugerindo que este pode ser um critério para alocação dos mesmos. Em função das muitas possibilidades de dispositivos existentes, é sugerido um roteiro para implantação de sistemas de automação com os seguintes passos: - Selecionar as informações necessárias para cada dispositivo de modo a otimizar a largura de banda e a resposta de canais de comunicação; - Verificar a adequação dos protocolos de comunicação às informações desejadas; - Escolher o meio de comunicação em função da infra-estrutura disponível; - Determinar as formas de automação e controle para cada dispositivo; - Avaliar Os tempos de resposta e restabelecimento necessários. O objetivo central do artigo é mostrar as vantagens dos religadores modernos, entre as quais está a capacidade de efetuar proteção direcional, oscilografia e substituir totalmente unidades terminais remotas. Outro aspecto destacado é a integração entre sistemas de proteção digitais e automação, como mencionado em [7]. De fato, os relés digitais podem atuar como controladores lógicos programáveis para comandar a operação de dispositivos de seccionamento, uma vez que realizam medições de grandezas da rede e monitoram estados dos equipamentos de chaveamento. Desta forma são propostos alguns 42 esquemas de automação para alimentadores, com comunicação entre os relés por fibra óptica ou rádio. 3.2.3 Automação de alimentadores de distribuição Na referência [8], HART apresenta um tratamento atualizado para a automação de alimentadores de distribuição aéreos com religadores e seccionalizadores, tendo em vista requisitos regulatórios e aumento do nível de exigência dos consumidores. O artigo traz exemplos didáticos que comprovam significativa redução na duração das interrupções obtidas pela utilização de religadores e seccionalizadoras a jusante de blocos de carga importantes. Outro benefício considerado é a economia na substituição de elos fusíveis, resultante tanto da redução da utilização de material como também do custo de deslocamento de equipe de manutenção corretiva. Os temas do custo e alocação ótima para dispositivos de seccionamento remoto automático são mencionados, por meio da indicação que o aumento de investimentos tende a não se refletir proporcionalmente na redução da duração das interrupções a partir de certo ponto. É mencionada a utilização de um software para determinação da estratégia otimizada de automação, em função de indicadores de confiabilidade e configuração da rede. A necessidade de meios de comunicação também é tratada, citando-se formas usuais (físicas ou sem fio), protocolos padronizados, bem como filosofias locais (para um sub-conjunto de alimentadores) ou de aplicação mais ampla na rede. Ao final é sugerida a montagem de sistemas para atender as necessidades específicas de cada empresa compostos de blocos integráveis (chave de operação remota, interface de comunicação, fontes, unidades terminais remotas, etc) para formar uma funcionalidade de automação bem definida. 45 diferentes pontos do sistema e entre esses e um centro de controle a distâncias de até 50km. [24] As vantagens dessa tecnologia são: ” Banda de dados relativamente larga [25]; Y Transferência de informações sem fio; Y Funcionamento independente da condição da rede; Y” Custos geralmente mais baixos do que tecnologias que utilizam meio físico para transmissão de dados [24]. Enquanto as desvantagens [25] são: Y Sensível a obstáculos físicos (relevo, prédios etc.) que dificultam aplicações em locais com relevo irregular e em centros urbanos; ” Sensível ao clima; Y” Sensível a interferências eletromagnéticas. b) Telefonia Segundo [25], esse sistema pode ser de três tipos: - Telefonia fixa: comunicação através de par telefônico, raramente utilizada nos dias de hoje devido a baixa confiabilidade, bem como banda de dados e taxa de transmissão pequenas. - Telefonia celular: que consiste na comunicação feita através de rede de telefonia sem fio, utilizada muitas vezes em sistemas de automação de redes. As vantagens deste tipo em relação à telefonia fixa são: Y Custo de instalação reduzido; Y” Rapidez de implantação; Y Transferência de informações sem fio; Y Funcionamento independente da condição da rede. Enquanto a desvantagens são: Y Tempo de resposta mais elevado; Y Alto custo de operação (taxa de serviço). 46 - Satélite: é apontado como opção onde não há disponibilidade dos demais sistemas. Sua viabilidade depende da utilização de protocolo compacto e pouca necessidade de comunicação com a central de controle. O artigo [26] apresenta o caso da empresa Bandeirante Energia, que atende a 28 municípios do estado de São Paulo, onde a necessidade de implantação imediata de supervisão e telecontrole de religadores automáticos instalados na rede primária de distribuição fez com que a empresa desenvolvesse um sistema envolvendo uma micro-remota, que utiliza comunicação via celular, uma vez que a empresa ainda não dispõe dos equipamentos necessários para a implementação de um sistema de rádio. Esta tecnologia está sendo aplicada em região piloto e vem apresentando desempenho satisfatório, com alta confiabilidade do sistema de comunicação empregado. c) Fibra Ótica Esta é uma tecnologia muito utilizada em sistemas de automação, que consiste em um meio físico muito confiável, porém com alto custo de instalação. Suas vantagens são: Y Banda de dados larga; Y Alta confiabilidade; Y Imunidade a interferências eletromagnéticas; Y Custo de operação praticamente nulo. As desvantagens desse tipo de comunicação são: ” Alto custo de instalação; ” Sujeito a interrupção pela queda de poste. 47 d) PLC — Power Line Communications É um sistema de comunicação que usa a própria infra-estrutura da rede elétrica para a transmissão de dados em alta frequência. Tecnologia pouco difundida, ainda em fase de estudo e desenvolvimento. De acordo com o artigo [27], a empresa AES Eletropaulo que atende a região da Grande São Paulo, vem desenvolvendo estudos no sentido de se utilizar esta tecnologia para automação de redes, entre outras aplicações. Porém este estudo ainda se encontra em fase inicial, não havendo subsídios para avaliação de sua viabilidade. Uma barreira importante para a adequada expansão e projeto de sistemas de comunicação é o protocolo de comunicação utilizado pelos vários dispositivos que o integram. Especialistas de vários países desenvolveram a norma internacional IEC 61850 que estabelece procedimentos e regras para permitir a comunicação entre diversos equipamentos existentes em uma subestação, considerando os condicionantes dos protocolos de comunicação. [28] 3.3 CUSTO DA ENERGIA NÃO DISTRIBUÍDA Com o crescimento da economia e consequente avanço tecnológico, o grau de dependência da sociedade à energia elétrica cresce a cada instante. O aumento da industrialização, a implantação de linhas de produção contínuas e o aparecimento de tecnologias domésticas cada vez mais sensíveis a interrupções de fornecimento de energia promovem o aumento do grau de exigência da sociedade por um serviço de qualidade por parte da concessionária. Surge então a necessidade de quantificar os danos causados por uma interrupção de fornecimento de maneira a estabelecer valores de referência para posterior análise da necessidade de investimentos em confiabilidade, assim como sua viabilidade financeira. 50 Diferentes questionários foram preparados para consumidores residenciais, comerciais e industriais. Na aplicação dos questionários foi utilizado um processo de seleção aleatória de clientes, não obstante a inclusão de sorteio em áreas com problemas de fornecimento recentes, para avaliar a percepção deste grupo de clientes. Embora apresentando resultados passíveis de atualização, MASSAUD [13] apresenta em sua publicação de 1994, valores de custo de interrupção levantados no Brasil em 1991 e ressalta o risco da utilização de valores típicos de outros países com realidades sócio-econômicas diferentes. Segundo essa referencia, em 1991, o valor médio das interrupções no Brasil era 1,54 US$/kWh , o que resulta em cerca de 17 vezes o valor da tarifa, então de 0,09 US$/kWh. Num outro trabalho mais recente [14] são mencionados os esforços de uma Força Tarefa do CIGREÊ para estimar o valor para os clientes das interrupções do fornecimento de energia elétrica, com o objetivo de estabelecer o equilíbrio entre acréscimo de custo que proporciona aumento de confiabilidade em um sistema de potência. O relatório resultante desse artigo publicado pelo CIGRÊ avaliou diversos métodos existentes para avaliação dos custos de interrupção de fornecimento, agrupando-os em três categorias: - Avaliações analíticas indiretas; - Estudos de casos de blackouts ocorridos; - Levantamentos junto aos clientes. O primeiro método utiliza índices para fazer inferências, enquanto que a maior vantagem da segunda abordagem é o estudo de efeitos e prejuízos reais sentidos pelos clientes. Sua aplicabilidade, todavia, é limitada. O último método faz uso de questionários elaborados para tentar obter informações sobre os custos de interrupções do suprimento de eletricidade com diversas frequências e durações, além de ocorrerem em diferentes horários e épocas do ano. 51 Apesar de implicar em esforços e despesas maiores que os métodos anteriores, esta técnica tende a ser preferida pelas dificuldades de aplicação das outras duas. O tratamento dos resultados conduz, na maneira mais tradicional, à determinação de um custo de energia não suprida (unidades monetárias/kWh). O autor cita que outros estudos usam dois termos: um proporcional à energia e outro à demanda interrompida (u.m./kW). Ainda no artigo [14], o autor cita que em desenvolvimentos mais recentes, os resultados dos questionários são representados por funções de dano do consumidor (FDC), as quais expressam os custos pela incapacidade de exercer as suas atividades normais durante uma interrupção. A aplicabilidade prática das FDC resultantes dos questionários depende muito da transformação dos dados brutos em funções agregadas que possam ser utilizadas para clientes com menor consumo, mas níveis de custo comparáveis. A prática usual para quantificar o valor da energia não fornecida a partir da duração das interrupções é a criação de funções de dano do consumidor setoriais (FDCS). Na análise de alternativas de topologias do sistema elétrico ou cenários operativos são identificados setores (ou classes de consumidores) homogêneos atendidos por regiões do sistema, permitindo a obtenção de uma curva para todo o sistema (FDCC - função de dano do consumidor composta) por meio da ponderação das FDCS setoriais, considerando a proporcionalidade da quantidade de consumidores de cada região. Segundo o autor há, alternativamente, os que preferem basear suas estimativas de custo de interrupção na energia interrompida, com denominações como valores da carga perdida (VoLL, do inglês “value of the lost load”) ou estimativa da energia interrompida (IEAR, “interrupted energy assessment rate”). Segundo o autor, diversos países (como EUA, Canadá, Austrália, Dinamarca, Nova Zelândia etc.) têm estudos de custo de interrupções para os setores: agrícola, comercial, industrial, grandes consumidores, escritórios e residencial. Estes dados se referem a levantamentos realizados entre 1986 e 1998. 52 O autor aponta que existem ainda dados de custos ligados a eventos significativos de interrupção (como black-out de 1977 em Nova lorque), penalidades por não fornecimento, além de alguma literatura teórica sobre o tema. Ainda em [14], o autor conclui que a utilização de custos de interrupção de fornecimento tanto pelas concessionárias quanto por órgãos reguladores tende a aumentar. A referência [15] publica recente pesquisa para estimativa do valor das interrupções de fornecimento conduzida na Noruega em 2002, realizada para fundamentar a implementação de base regulatória, cuja remuneração depende dos custos de energia não suprida aos consumidores. Os autores destacam no artigo que, além desta função regulatória, os dados obtidos podem ser utilizados para o planejamento otimizado da capacidade do sistema. Essa pesquisa foi desenvolvida em duas etapas, a primeira visando obter bases teóricas e a segunda buscando resultados empíricos do valor das interrupções para os clientes. A primeira concentrou-se no estabelecimento da metodologia e na segunda etapa foi realizado um levantamento por meio da postagem de questionários complementados por entrevistas telefônicas quando necessário, visando maior economia em relação ao trabalho de campo. Os questionários foram dirigidos a classes específicas de consumidores (residencial, industrial, comercial, agricultura, setor público e grandes clientes) tendo uma taxa de resposta entre 25 % e 45 %. Para isto o setor residencial e o de agricultura receberam incentivos (bilhetes de concursos lotéricos). Para aumentar a confiabilidade, houve um processo de consistência dos resultados por meio de uma “triangularização” de informações. As questões propostas objetivaram obter tanto o valor direto (“direct worth”) quanto a disposição a pagar para evitar a interrupção (“willingness to pay”). Ambos os valores foram combinados para determinar o custo real do não suprimento. 55 A totalidade das subestações AT/MT é supervisionada e telecontrolada, enquanto quase 40 % das subestações secundárias têm sistemas para controle remoto, com comunicação via linha telefônica ou rádio. A implementação destes controles se constituiu numa fase de pré-automação, a qual teve como benefício uma redução de 33 % na duração das interrupções, porém uma melhoria limitada a 9 % na frequência dos desligamentos. Para uma diminuição adicional das interrupções, inicialmente foram consideradas alternativas à automação tais como interconexões em baixa tensão e sistemas de seccionamento, tanto em MT como BT, mas foram descartadas pelo custo elevado em relação à redução proporcionada de interrupções. Esse mesmo artigo relata a implementação de um sistema de automação centralizado conectado às 5000 subestações secundárias, que envolve 861 alimentadores e 1,8 milhão de clientes. Foi adotada uma filosofia de divisão do alimentador em zonas (usualmente três) e uso de indicadores de defeito nas fronteiras, de modo a permitir o isolamento daquela com falta e o restabelecimento das demais. Para isto são avaliadas as combinações de uma “tabela-verdade”, que considera o número de pontos de seccionamento e de zonas. O desempenho do novo sistema de automação pode ser mensurado pelos seguintes comentários: - Cerca de 50 % do total de faltas foram restabelecidas em menos de 3 min, com variação entre 25 % e 75 % numa base mensal; - Obteve-se uma melhoria de 18 % na frequência das interrupções; - A duração média das interrupções caiu 19 %; - Não foram observadas falhas por lógica de automação incorreta; - Houve muitas falhas de restabelecimento automático, principalmente por softwares desabilitados, por atrasos do sistema de comunicação e de retroalimentação da BT que inibe o disparo do sistema. 56 3.5 CUSTOS E BENEFÍCIOS DA AUTOMAÇÃO A referência bibliográfica [21] avalia os benefícios da Automação da Distribuição no cenário de concessionárias de energia elétrica sob controle de grupos privados, cujo custo adicional de confiabilidade devem dar retorno aos acionistas e ter impacto limitado nas tarifas pagas pelos clientes. Além das questões acima é assinalada a crescente quantidade de consumidores sensíveis a mínimas interrupções de fornecimento, como centros de comércio eletrônico, provedores de Internet ou indústrias com processos contínuos. Surge portanto, a necessidade de justificar os benefícios da automação em termos econômico-financeiros considerando os custos de operação e de manutenção , bem como o aumento da satisfação do consumidor. Uma lista dos benefícios classificados segundo as áreas acima citadas é apresentada na tabela 3.4. TABELA 3.4 - Benefícios da automação. Econômico-financeiros Operação e manutenção Satisfação do consumidor Postergação de investimentos Aumento da disponibilidade pelo menor tempo de restabelecimento Maior confiabilidade Aumento de faturamento pela agilidade de restabelecimento Melhoria da tensão Menor custo devido às interrupções Redução do custo de operação e manutenção Redução de mão-de-obra Qualidade de fornecimento melhor (continuidade) Aumento de utilização da capacidade instalada Dados de operação e planejamento mais acurados Redução de perdas Detecção de faltas e diagnóstico Retenção de clientes pela qualidade do serviço Melhor gerenciamento e carregamento de componentes do sistema As comunicações são tratadas, citando-se que os sistemas legados de rádio 800 — 900 MHz não têm capacidade de atender as exigências futuras, sugerindo-se a criação de uma rede própria de fibras ópticas pelas concessionárias para realizar automação. 57 Dentre todas as funcionalidades apresentadas, o chaveamento automático de alimentadores para isolação de faltas e restabelecimento de trechos é considerado o mais benéfico, com tempo de retorno de 2,5 a 3 anos. Nas conclusões, os autores salientam que é possível maximizar os benefícios da automação integrando-se proteção, controle e monitoramento, aproveitando-se dessa facilidade que os dispositivos modernos oferecem. O artigo [22] apresenta uma metodologia para cálculo computacional do custo- benefício de diferentes alternativas de automação, de forma a possibilitar a comparação, a combinação ótima de dispositivos e tecnologias, bem como o cronograma e prioridade de implementação. Inicialmente são relacionados qualitativamente os benefícios correspondentes às funcionalidades, como indicado na tabela 3.5. TABELA 3.5 - Benefícios associados a cada funcionalidade de automação. Benefícios Funcionalidades Situações | Redução de o de Mão de. | Investimento | Contole de | | perdas (contmuidado ) Interrupção | Obra : Isolamento remoto de defeitos x x Indicação remota de defeitos x x Localização de defeitos x x Controle de tensão x x x x Controle de reativos x x x x Controle direto de cargas x x x Estimação de carga e - x x monitoramento Otimização de topologia x x x x Medição remota e tarifação x x x dinâmica so A publicação [30] ressalta que, em geral, os trabalhos que tratam este problema propõem soluções baseadas em técnicas heurísticas e que estas não garantem precisão satisfatória das soluções encontradas. Desta forma é proposto o princípio de otimização de Bellmann para tentar solucionar o problema, que consiste em uma técnica de programação dinâmica para solução de problemas com múltiplos estágios. Segundo este princípio, dado um determinado estágio do processo, a determinação da política ótima para os estágios subsequentes independe das políticas adotadas até aquele estágio. Observa-se que, para configurações simples de recursos de automação, uma solução viável é a busca exaustiva pelo melhor ponto de inserção dos dispositivos de seccionamento, testando a alocação bloco a bloco e mensurando seus benefícios através da END evitada. 61 4 METODOLOGIA 4.1 DIRETRIZES GERAIS Enquanto um planejamento convencional de sistema de distribuição, que objetiva ampliar a oferta de energia em uma região visando atender critérios técnicos e de qualidade de fornecimento pré-estabelecidos, considera a incorporação de recursos estruturais ao sistema, por exemplo uma nova subestação, a metodologia de planejamento proposta nesta dissertação inclui a automação no rol de recursos para aumento da oferta. Fundamentalmente, três questões são abordadas para a formulação dessa metodologia: - Quais são os recursos de automação que devem ser incorporados ao planejamento, por meio da constituição de um portfolio de sistemas de automação, compostos por elementos de diferentes níveis de complexidade e de desempenho e, evidentemente, de custo, especificando, ainda que de forma simplificada, as correspondentes funcionalidades; - Onde deverão ser inseridos os dispositivos de chaveamento que serão parte integrante do sistema de automação especificados no portfolio . Para isto deverão ser levantadas algumas características da rede estudada como, por exemplo, a localização de blocos de cargas críticos, trechos de rede com infra-estrutura de comunicação existente etc; - Quanto é o custo e o benefício que cada uma das alternativas de sistema de automação aplicadas proporciona, considerando as diversas possibilidades de inserção indicadas anteriormente. As combinações válidas para a composição do portfolio devem ser tais que executem uma funcionalidade bem definida e formem conjuntos coerentes de componentes (sensores, dispositivos de chaveamento, sistemas de comunicação, etc). Isto é, nem 62 todas as combinações de componentes que possam integrar um sistema de automação produzem um conjunto aceitável para implementação prática. Para efeito deste trabalho, o portfolio de sistemas de automação é composto por algumas combinações pré-estabelecidas de entidades, que serão apresentadas adiante (soluções pré-definidas), mas também há a possibilidade do planejador constituir um sistema específico. No âmbito do processo de planejamento, sempre que algum critério de desempenho não for atendido, devem ser propostas alternativas para solucionar o problema. Em cada oportunidade de proposição de alternativa de reforço, devem ser explorados recursos de automação, pela aplicação de um dos sistemas presente no portfolio ou por um sistema específico, orientando-se pelas funcionalidades requeridas. A avaliação do custo da alternativa é resultante do custo de investimento, de operação e de manutenção do sistema de automação proposto e a avaliação do benefício é basicamente determinada pela economia de END que o sistema de automação propicia, nas diversas situações de atendimento de contingência. Dentre as alternativas que prevêem recursos de automação, a metodologia busca a solução que representa o nível de automação ótimo conforme ilustra a figura 4.1. A Custo Total Custo ótimo N “Automação Custo fixo automação CEND Limite tecnologias do SD > Nível de automação Automação ótima FIGURA 4.1 — Representação do balanço entre custos de automação e END. 65 alternativas de novos reforços estruturais do sistema (LTs, subestações, alimentadores, etc); - A cada situação de contingência onde houver corte de carga deverá ser computado o custo da energia não distribuída (END), contabilizando-se os correspondentes valores anuais. Simulação da rede para o ano Seleção da melhor (i) altemativa Automação Nova Subestação mode Simulação das Proposição de alternativas para o Alimentador Portfólio FIGURA 4.2 — Fluxograma do planejamento com automação. Observa-se que neste processo devem ser aplicadas as técnicas necessárias para analisar a dinâmica do plano de obras no período de estudo, uma vez que recursos de automação podem muitas vezes servir como instrumento para postergação de maiores investimentos na rede. 4.4 ALTERNATIVAS DE AUTOMAÇÃO DE REDE 4441 Caracterização das alternativas Pode-se atribuir à denominação “automação da distribuição” diversas funções relacionadas a controle de tensão, transferência de carga, localização de defeitos, medição remota etc. 66 Porém, para o propósito deste trabalho, a funcionalidade da automação da distribuição de maior importância é seccionamento automático de alimentadores para isolamento de falta ou transferência de carga, com o objetivo de otimizar o fator de utilização das instalações por meio da substituição ou postergação de novas reservas de capacidade, como a construção de um novo alimentador ou ampliação da capacidade transformadora de uma subestação. Um recurso de automação é, de fato, um conjunto de equipamentos ou componentes que operam em conjunto para alcançar a funcionalidade desejada (por exemplo, seccionamento automático do alimentador). Esse conjunto inclui, basicamente, elementos de sensoriamento para medição de tensão ou corrente, dispositivos de chaveamento de rede capazes de seccionar alimentadores e dispositivos de comunicação para interligação dos demais dispositivos e, por vezes, com conexão destes com um dispositivo de controle central. Há casos onde alguns desses dispositivos podem estar integrados em apenas um. De qualquer forma, cada elemento tem um custo que deve ser levado em conta. Consequentemente, a completa caracterização de um recurso de automação deve considerar todos esses componentes para cálculo do custo total, incluindo os serviços para instalação. Além disso, para sistemas de comunicação, o valor de investimento é comumente composto em custo fixo e custo variável, sendo este função das distâncias de alocação dos componentes do sistema. O mesmo recurso de automação pode gerar diferentes custos e benefícios, dependendo de sua posição relativa em relação aos blocos mais importantes de carga, à subestação etc. É necessária, para a eficiente aplicação dos recursos de automação, que se estabeleçam diretrizes para o procedimento de inserção dos recursos, de forma a 67 garantir a viabilidade da aplicação, a funcionalidade requerida dos recursos aplicados e os benefícios ótimos que o recurso pode proporcionar. Essas diretrizes consistem em algumas regras e verificações que devem ser feitas no momento da inserção do recurso, como a observância da capacidade dos alimentadores em receber cargas de outros circuitos, a verificação dos níveis de tensão quando manobrada a rede, a identificação dos blocos de carga que geram maior contribuição para a END da rede. Identificando esses pontos pode-se estabelecer as diretrizes para o melhor aproveitamento dos recursos, como por exemplo, a alocação dos equipamentos de chaveamento de forma a garantir o restabelecimento de grandes blocos de carga ou consumidores críticos, escolher pontos de transferência de carga onde há maior capacidade de transferência etc. 44.2 Portfolio de recursos de automação básicos Visando facilitar a proposição de alternativas no processo de planejamento, foram especificados alguns recursos de automação básicos que integram o portfolio, não obstante a possibilidade de criar novas combinações dos dispositivos de automação. À título de ilustração, as figuras de 4.3 a 4.7 apresentam exemplos de recursos de automação - “RA-n” - que podem compor um portfólio. 70 defeitos à jusante devido ao dispositivo de proteção do religador, conforme a alternativa anterior. Cabe ressaltar que no caso de transferência de bloco de cargas entre alimentadores em caso de defeito, haverá uma interrupção de curta duração resultante do tempo existente entre o desligamento do alimentador pelo relé da subestação, a abertura do religador “NF” de maneira a isolar o trecho defeituoso (a sua montante) e posterior fechamento do religador “NA” para restabelecimento da carga do bloco são. Assim como na alternativa anterior destaca-se que o religador pode ser substituído por uma chave seccionalizadora, com os mesmos benefícios e as mesmas desvantagens supracitadas. Nesta alternativa há uma lógica de operação e manobra da rede que pode ou não ser realizada através de rede de comunicação. É possível adotar uma solução sem comunicação em se assumindo riscos de operação. Essa solução consiste em elaborar uma sequência de eventos utilizando-se de sensores e instrumentos de medição assim como relés auxiliares, de forma a permitir um nível de inteligência local que garanta certo grau de segurança na operação dos equipamentos como, por exemplo, garantir que nenhum equipamento feche seus contatos indevidamente podendo alimentar um curto-circuito ou colocar duas fontes defasadas em paralelo. Essas “lógicas locais” podem ser realizadas utilizando-se a sequência de religamentos que os dispositivos de proteção proporcionam. Na opção pela utilização de uma rede de comunicação, os equipamentos podem enviar sinais de estados entre si de forma a garantir total segurança em suas aberturas e fechamentos. Medições de grandezas também podem ser transmitidas para que os dispositivos possam ter a garantia do montante de carga passível de ser absorvido por determinado circuito. Vá! c) RA- 03 Seccionamento de tronco de dois alimentadores com vis automático FIGURA 4.5 — Seccionamento de tronco de dois alimentadores com vis automático Funcionalidade: Esta alternativa é semelhante à anterior, porém envolve o seccionamento de tronco de dois circuitos, devendo o religador “NA” ser bidirecional sendo ajustado de tal forma que consiga garantir suas funções de proteção independente da topologia de rede. Portanto, a implementação deste sistema permite o restabelecimento automático de metade da carga de cada alimentador para defeitos em qualquer local, através de vis- à-vis automático entre eles (podendo ser ambos da mesma SE ou de SE's diferentes). As considerações feitas para a alternativa anterior sobre as pequenas interrupções sofridas pelos blocos de carga a jusante dos religadores “NF” e a possibilidade de utilização de chaves seccionalizadoras ao invés de religadores se aplicam também a esta alternativa. No que se refere à comunicação, valem as mesmas considerações feitas na alternativa anterior, porém neste caso a realização da lógica de comando e controle das chaves e/ou religadores sem a utilização de rede de comunicação é muito mais 72 complexa, uma vez que haverá transferências de blocos de cargas em ambos os sentidos. Desta forma recomenda-se, para este caso, a utilização de rede de comunicação de maneira a evitar manobras indesejáveis na rede que possam colocar em risco a integridade das instalações e de vidas humanas. d) RA-—04 Duplo seccionamento de tronco com socorro automático FIGURA 4.6 — Duplo seccionamento de tronco com socorro automático Funcionalidade: Esta alternativa consiste na aplicação de dois religadores automáticos “NF” ao longo do alimentador sendo que o último bloco possui um vis automático com alimentador vizinho (podendo ser da mesma subestação ou de subestações distintas). Em caso de defeito em qualquer ponto do alimentador, os religadores “NF” isolam o trecho defeituoso. Caso esse trecho seja o primeiro, os dois blocos seguintes tem seu fornecimento restabelecido através do vis-à-vis automático após a abertura do primeiro religador “NF”. Se o defeito ocorrer no segundo bloco, os religadores “NF” isolam trecho automaticamente de maneira que o primeiro bloco permanece sendo alimentado por sua subestação de origem e o terceiro é restabelecido através do vis. 75 4.5 INSERÇÃO DE AUTOMAÇÃO NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO 4.5.1 Critério de Alocação de Recursos de Automação na Rede A metodologia proposta é compatível com qualquer critério de alocação de dispositivos, quer seja por inspeção do planejador quer seja por meio de modelo de busca otimizada. Observa-se, no entanto que, para configurações simples de rede e de recursos de automação, uma solução viável é a busca exaustiva pelo melhor ponto de inserção dos dispositivos de seccionamento, considerando os requisitos tratados no item seguinte, bem como testando a alocação trecho a trecho mensurando seus benefícios através da END evitada. 4.5.2 Requisitos para Aplicação de Recursos de Automação na Rede A aplicação de automação implica na presença de infra-estrutura, que envolve desde equipamentos digitais, que permitam a exportação e a importação de sinais digitais que indiquem seus estados e condições da rede naquele ponto, como sistemas de comunicação que permitem o tráfego destas informações entre os dispositivos envolvidos no processo. Em muitas subestações, ainda é possível encontrar equipamentos não digitalizados, como relés eletromecânicos instalados há décadas atrás e que, por sua grande longevidade, ainda operam de forma satisfatória. Porém, este tipo de equipamento não permite qualquer interação com os demais, não sendo possível sua operação em conjunto com outros sistemas instalados na rede. Em muitas destas subestações não há sequer dispositivos digitais que informem as condições do sistema ao centro de operações. 76 Desta forma, quando, no processo de planejamento da rede, for considerada a alternativa de expansão da oferta de energia através de recursos de automação de rede, há de se levar em conta as condições apresentadas na subestação onde este será aplicado. Caso a subestação não seja “digitalizada”, o custo deste processo (troca dos relés, instalação de rede de comunicação etc.) deve ser acrescido de forma a onerar esta alternativa de planejamento podendo inviabilizar a aplicação de recurso de automação. Da mesma forma, devem ser consideradas as características da rede estudada, observando a presença ou não de redes de fibra óptica na região, a existência de “sombras” no sinal de celular etc. No entanto, cabe ressaltar que as instalações de equipamentos digitais em novas subestações e o processo de digitalização das subestações antigas é uma forte tendência atual, de forma que as instalações eletromecânicas são substituídas em sua totalidade quando chegarem ao fim de sua vida útil. 4.6 AVALIAÇÃO DAS ALTERNATIVAS DE AUTOMAÇÃO A base para a determinação do benefício econômico é a determinação da Energia Não Distribuída evitada pela aplicação de determinado recurso [22]. O custo anual da energia não distribuída evitada, em cada situação em que um dado sistema de automação é proposto como um recurso para solucionar uma violação de critério de desempenho, aplicado a uma alternativa de expansão de um sistema de distribuição, é definido como sendo a diferença entre custo da energia não distribuída esperada sem a presença do sistema de automação e com a presença do referido sistema, mantendo-se as demais estruturas da rede de distribuição, conforme explicitado na equação (4.3). B,(i)= CEND,.(i)- CEND,.(i) (4.3) Onde: 77 B,(i) = Benefício do recurso de automação no ano i (R$); CEND,, (i) = Custo da Energia Não Distribuída, sem automação, no ano i (R$); CEND , (1) = Custo da Energia Não Distribuída, com automação, no ano i (R$). Os custos totais de interrupção são calculados através da fórmula (4.4). CEND, (i) = 4 > (rig Domask PCs END,) (4.4) La = Onde: n = número de elementos da rede; X= expressa a presença / ausência de automação (sa= sem automação e ca= com automação); A; = Taxa de falha (em vezes por ano) esperada para o elemento da rede em contingência, na condição j; Hj = Tempo de restabelecimento da demanda média atendida pela barra k (h) na condição j; m = Número de barras do sistema; Dos: = Demanda máxima da barra k no ano i (kVA); FC, = Fator de carga associado à barra k; END, = Valor associado à energia não distribuída aos consumidores da barra k (R$/kWh) Além da demanda, do crescimento e do fator de carga, a aplicação da equação (4.4) requer o conhecimento de alguns parâmetros de desempenho da rede, como taxas de falhas e tempos médios de restabelecimento. Estes dados são valores médios baseados em informações da operação da rede. so 5 ESTUDOS DE CASO Serão apresentados dois estudos de caso com a aplicação da metodologia proposta: um em uma rede teórica, permitindo uma análise de sensibilidade de acordo com a variação de alguns parâmetros considerados e outro em uma rede real. 5.1 CASO 1 —- REDE TEÓRICA 5.1.1 Descrição e alternativas de melhoria Uma simples aplicação da metodologia apresentada foi realizada para a rede da figura 5.1. Na condição inicial, as subestações SE1, SE2 e SE3 não estão interconectadas. A contingência do transformador TR1 da subestação SE1 requer a transferência das cargas St, S2 e S3 para o TR2, enquanto as cargas menos sensíveis, S5 e S6, teriam seu fornecimento interrompido por limitação de capacidade de carregamento. | 4km Hom 2 km Po Skm TRI sv Voss y TRI 2km TR2 TR2 NF (3) E 85 SEI 2km SE2 Vi NA (3) S6 | i3km TRI TR2 SE3 FIGURA 5.1 — Sistema em estudo 81 Os dados de carga são apresentados na tabela 5.1. A indisponibilidade dos alimentadores foi adotada como sendo 0,25h/km/ano e a taxa de crescimento de carga 3% para todas as cargas. TABELA 5.1 — Dados do sistema em estudo. Carga Tipo Fator de carga cume RU) Identificação MVA st 45 Hospital 0,8 6,0 s2 40 Comercial 0,6 4,0 s3 20 Residencial 0,5 2,5 ss 45 Comercial 0,6 4,0 s6 3,0 Residencial 0,5 2,5 As alternativas propostas para aumento da continuidade de serviço são as seguintes: - Alternativa 1: instalação de um novo transformador (TR3) na SEÍ; - Alternativa 2: construção de um trecho de alimentador interligando as SE's 1 e 2, com religadores NA e NF, sendo o NF instalado entre as cargas S2 e S3; - Alternativa 2: Idêntica a alternativa 2 porém com o religador NF instalado entre as cargas Si e S3; - Alternativa 3: construção de um trecho de alimentador interligando as SE's 1 e 2 como na alternativa 2 e também uma interligação idêntica entre as SE's 1 e 3. Na contingência do TR1 da SE1, a Energia Não Distribuída em cada alternativa está associada com o suprimento ou não suprimento das cargas como apresentado na tabela 5.2. Nota-se que a alternativa 2 envolve de fato duas condições (denominadas 2 e 2º), dependendo da alocação do religador NF. 82 TABELA 5.2 — Cargas supridas e não supridas para cada alternativa durante a contingência do TR1 da SEI. Alternativa Carga suprida Carga não suprida 1 SI, S2, S3, S5 E S6 - 2 SI, S3, S5 e S6 s2 2” S1, S5 e S6 S2e S3 3 SI, S2, S3, S5 E S6 - Como uma simplificação adicional assumida, não foram consideradas supostas multas em consequência do não fornecimento de energia para algumas cargas. 5.1.2 Custos das alternativas e análises de sensibilidade Os custos de investimento e manutenção envolvidos nas alternativas propostas estão expostos na tabela 5.3. TABELA 5.3 — Custos de investimento e manutenção. Custo de manutenção Alternativa Investimento (kKR$) (KR$/ano) (%) 1 600 12 2 2e2 180 7 5 3 280 10 5 * Foram desconsiderados custos de manutenção para os religadores Com base nestes valores, naqueles apresentados na tabela 5.1, nos critérios operativos representados na tabela 5.2 e nas características da rede descritas 85 As subestações são: - SUBESTAÇÃO A e 2 transformadores 138/13,8 kV de 40/60MVA, operando com 85 % da capacidade nominal; e 16 alimentadores trifásicos aéreos em cabos de alumínio com bitola 336 MCM, dos quais 2 são dedicados ao atendimento do centro de carga. - SUBESTAÇÃO B e 2 transformadores 138/13,8 kV de 40/60MVA, operando com 85 % da capacidade nominal; e 14 alimentadores trifásicos aéreos em cabos de alumínio com bitola 336 MCM, dos quais 1 é dedicado ao atendimento do centro de carga. - SUBESTAÇÃO C e 2 transformadores 88/1138 kV de 15/20MVA, operando com 75 % da capacidade nominal; e 9 alimentadores trifásicos aéreos em cabos de alumínio com bitola 336 MCM, dos quais 2 são dedicados ao atendimento do centro de carga. Os alimentadores considerados, que atendem a região selecionada, são os seguintes: -SEA: AÍ; . Ad. -SE B: - Bi. - SEC: e Cí; e C2. A tabela 5.4 apresenta a situação de carregamento dos circuitos envolvidos: ALIMENTADOR | CAP(A) CARGA (A) PORC Ai 400 450 113% A2 400 300 75%, B1 400 250 63%, C1 400 480 120% c2 400 310 78%, TABELA 5.4 — Carregamento dos Alimentadores Envolvidos 86 Os alimentadores têm configuração radial e são constituídos por um tronco principal e ramais secundários, que atendem consumidores primários e transformadores da concessionária. A topologia inicial da rede é a apresentada na figura 5.3. 87 AZ à ” B1 FIGURA 5.3 — Topologia da Rede Primária em Estudo 5.2.2 Alternativas de planejamento Foram consideradas para o atendimento da expansão da rede duas alternativas de planejamento: uma convencional e outra considerando a metodologia proposta nesta dissertação, que inclui a utilização de recursos de automação no planejamento da rede de distribuição, as quais são descritas a seguir. 90 distribuição, fica claro que o benefício oriundo desta alternativa, em termos de END, supera aquele proporcionado pela alternativa convencional. Desta forma, a seguir será aprofundada apenas a análise da alternativa com recurso de automação, considerando algumas de suas variantes, visando encontrar aquela que apresente melhor relação custo-benefício. 5.2.3 Análise da Alternativa com Recurso de automação a) Critérios e hipóteses Para a realização dos estudos, foram considerados os seguintes critérios e hipóteses: e Ostrechos assinalados em vermelho nas figuras 5.4, 5.5 e 5.6 atendem a cargas prioritárias e sensíveis. O custo da END de determinada carga foi considerado como sendo o produto do custo de interrupção médio para a região pelo fator de sensibilidade (Fs). Este fator exprime o grau de sensibilidade à interrupção de uma carga em relação à média. O valor do custo de interrupção médio foi considerado como sendo R$3,00/kWh e o fator de sensibilidade foi considerado igual a 3 para as cargas mais sensíveis e 1 para as demais; Go ER > VA TN Um ú ho ) FIGURA 5.4 — Trechos que Atendem Cargas Prioritárias FIGURA 5.5 — Trechos que Atendem Cargas Prioritárias 347 q 92 FIGURA 5.6 — Trechos que Atendem Cargas Prioritárias e As taxas de defeito dos circuitos AÍ e A2 foram extraídas de registros da concessionária e para os demais circuitos adotou-se o valor médio das taxas de defeito da região (tabela 5.5); TABELA 5.5 — Taxas de Defeitos ALIMENTADOR TAXAS DE DEFEITOS (DEF/km/ano) Ai 2,9 A2 3,8 B1 3,4 Ci 3,4 c2 34 e A porcentagem considerada de defeitos permanentes é 30 % do total de defeitos; e Ataxa de defeito dos transformadores das subestações é de 0,1def./ano; e Os tempos para cálculo da Energia não Distribuída durante interrupções — END - são os apresentados na tabela 5.6; 95 TABELA 5.7 — Carregamento dos Circuitos CORRENTE (A) ALIMENTADOR CONFIGURAÇÃO INICIAL CONFIGURAÇÃO PROPOSTA FASE D FASE E FASE F FASE D FASE E FASE F A1 452 384 501 89 107 96 A2 198 292 257 8o 118 105 B1 204 248 230 178 221 168 c1 298 316 489 290 255 409 c2 149 353 306 179 198 175 x1 - - - 61 145 144 x2 - - - 211 231 258 Y1 - - - 128 104 168 Y2 - - - 106 126 148 Com a redistribuição das cargas de acordo com a alternativa topológica proposta, foram identificados os diferentes níveis de sensibilidade de cada um dos blocos de carga, entendidos como sendo um trecho de alimentador entre chaves consecutivas. Para tanto os blocos de carga dos alimentadores envolvidos foram numerados (ANEXO A). Esta análise permitiu a avaliação do desempenho da configuração proposta no atendimento das cargas de modo geral e, em particular aos blocos que atendem consumidores sensíveis, conforme estabelecido nos critérios e hipóteses. Desta análise resultou a identificação dos alimentadores mais críticos em condição normal e de contingência, quanto aos níveis de tensão, carregamento e continuidade de serviço. Considerando as cargas dos ramais concentradas no tronco foi realizado o cálculo da END resultante da ocorrência de defeito em cada um dos blocos do tronco, cujo resultado está apresentado na tabela 5.8, onde: e L= Comprimento do bloco com defeito (km); e TMA1 = Tempo de preparo e localização do bloco com defeito (h); 96 TMA2 = Tempo de reparo do bloco com defeito (h); e F.S.= Fator de Sensibilidade da carga do bloco i; kW; = Carga do bloco i (kW); Def. ano = quantidade de defeitos por ano no bloco com defeito; C. E. = Custo Médio da END (R$/kWh); ENDprers.oc = Custo da END devido ao tempo de preparação e de localização do bloco com defeito (R$); END ,espesoc = (TRW,X FS. )x Def ano poco *CE<TMAI (5.2) ENDreparo = Custo da END devido ao tempo de reparo do bloco com defeito (R$); END psparo = KWaroco * F.S.roco X Def ano proco * C.E.x TMAZ (5.3) Nota-se que apenas o bloco com defeito permanece sem atendimento durante o tempo de reparo porque a topologia proposta prevê que todos os demais blocos possam ser restabelecidos por meio de chaveamentos ENDeLoco = Custo da END total decorrente de defeito no bloco (R$); END roco = END preprroc + END reparo (5.4) As linhas destacadas em azul correspondem aos blocos que contem cargas prioritárias ou sensíveis. 97 Custo da Energia Não Distribuída (R$) Alimentador) AL |L(km) E a Defeitos/Ano e Te” ces” na F.s. KV Amado | (R$/KWh) END (Prep. | END (Reparo) | END'TOTAL +Loc.) 1 38 29 331 19 1 7126 95 722 2 295 29 2,57 942 1 5532 3626 9159 6 0,23 29 0,20 13 1 431 4 435 Blocos 7 1 29 0,96 0,50 | 050 | 90 3 1 2063 129 2192 9 1,55 29 135 81 1 2907 164 3071 10 | 063 29 0,55 20 1 1181 17 1198 12 211 29 1,84 mm 1 3957 747 4704 aros , Custo da Energia Não Distribuída (R$) Alimentador | AZ | L (km) | Cor dra) | DefeitostAno | PR! [TAS “oco | Energia | 5. END (Prep - Am KV Andi | (R$/KWh) Loc)” | END (Reparo) | END'TOTAL 1 1,89 38 215 355 1 7786 1146 8932 2 0,27 38 031 15 1 112 7 1119 3 0,84 38 0,96 6 1 3460 9 3469 4 142 38 1,62 251 1 s850 610 6460 Blocos 6 0,29 38 033 0,50 | 0,50 | 131 3 1 1195 65 1260 13 0,54 38 0,62 109 1 224 101 2325 16 3,83 38 437 163 1 15777 1065 16842