Reconfiguração Automática de Redes de Distribuição com Geração Distribuída

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1 Reconfiguração Automática de Redes de Distribuição com Geração Distribuída A. P. C. Mello, A. S. Fonseca, D. P. Bernardon, L. L. Pfitscher Centro de Estudos em Energia e Sistemas de Potência CEESP Universidade Federal de Santa Maria UFSM Santa Maria Brasil ceesp.ufsm@gmail.com M. Ramos, L. Comassetto AES Distribuidora Gaúcha de Energia São Leopoldo Brasil maicon.ramos@aes.com; lorenzo.comassetto@aes.com Resumo Este trabalho apresenta propostas para melhoria de indicadores de desempenho das redes de distribuição, tais como perdas e índices de confiabilidade em condições normais de operação a partir da reconfiguração automática do sistema. A metodologia desenvolvida combina a reconfiguração da rede de distribuição com a injeção de energia de geradores distribuídos baseados na geração fotovoltaica e eólica. A solução do problema de reconfiguração é baseada na técnica heurística Branch Exchange, onde se procura a otimização de múltiplos objetivos. Para a seleção das configurações das redes é utilizado o método de tomada de decisão multicriterial AHP (Analytic Hierarchy Process). São apresentados os resultados para uma rede real de uma concessionária de energia elétrica. Palavras-chaves AHP, Geração Distribuída, Reconfiguração automática, Rede de distribuição, Smart Grid. I. INTRODUÇÃO entre as grandes transformações que os sistemas de Ddistribuição de energia elétrica vêm enfrentando nos últimos anos está a integração do uso da Geração Distribuída (GD). Muitas tecnologias consideradas pouco poluentes, particularmente as renováveis, como os painéis fotovoltaicos e as turbinas eólicas vêm evoluindo e têm recebido incentivos de muitos governos quando conectadas aos sistemas de distribuição de energia elétrica. Por essa razão, o impacto da GD nos sistemas de distribuição tem se mostrado tanto uma oportunidade, quanto um grande desafio para a maioria das empresas distribuidoras de energia. Neste trabalho é dada ênfase ao problema de reconfiguração de redes de distribuição que possa ter eventualmente instalado ao longo dos alimentadores de média tensão, geradores distribuídos de energia eólica e fotovoltaica. Ressalta-se que o problema de reconfiguração é de difícil tratamento devido à sua natureza combinatorial e à dificuldade na formulação matemática das restrições usadas para modelar o comportamento dos elementos do sistema, além disso, os métodos clássicos apresentam dificuldades para sua resolução [1]. Recentemente, novas metodologias de reconfiguração de redes com geradores distribuídos têm sido apresentadas, explorando a maior capacidade e velocidade dos sistemas computacionais, o aumento da disponibilidade de informação e os avanços da automação, particularmente dos sistemas SCADA (Supervisory Control and Data Aqcuisition). Com o aumento do uso desses sistemas e da automação da distribuição através de equipamentos controlados remotamente, a reconfiguração das redes de distribuição se tornou mais viável como uma ferramenta de planejamento e controle em tempo real. A maioria das pesquisas recentes [2-4], no entanto, não leva em consideração a reconfiguração em tempo real. O trabalho de Vargas e Samper [5] apresenta um sistema de gerenciamento inteligente da distribuição, o qual inclui estimação de cargas, cálculo de fluxo de potência e reconfiguração ótima da rede considerando geração distribuída. O trabalho de Rao et. al [6] apresenta uma metaheurística para identificar simultaneamente os locais onde se pode reconfigurar à rede e locais que resultam em benefícios para instalar unidades de GD simultaneamente. Nesses trabalhos, a abordagem da otimização é através de uma análise monocriterial, e alguns aspectos de aplicação em tempo real não são levados em conta, tais como uma definição adequada da frequência de reconfiguração e a coordenação dos equipamentos de proteção. Uma análise multicriterial é abordada em Martins e Borges [7], utilizando a reconfiguração das redes como alternativa de expansão do sistema. O trabalho assim como a grande maioria dos que envolvem GD tem foco para o planejamento de sistemas de distribuição e alocação de GD, não aplicando a reconfiguração em regime normal e tempo real. Neste sentido, este trabalho apresenta uma metodologia para reconfiguração de redes de distribuição com incorporação de GD em regime normal de operação, utilizando informações de equipamentos controlados remotamente no sistema, permitindo que as mudanças na configuração da rede ocorram de forma automática, aplicando os conceitos de Smart Grids. A metodologia desenvolvida é uma evolução dos trabalhos propostos por [8, 9] com contribuições significativas, incluindo: (i) Análises dos perfis de geração relacionadas à demanda das cargas e de geradores distribuídos de diferentes tecnologias; (ii) Definição de uma função objetivo e restrições incluindo GD; (iii) Estudos de casos com dados reais de uma concessionária de energia elétrica; (iv) O auxílio para o desenvolvimento de novas ferramentas computacionais de análise e operação dos sistemas de distribuição. Anais do V Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos, Foz do Iguaçu PR, Brasil /4/214 ISSN

2 II. FORMULAÇÃO DO PROBLEMA Em geral, pode-se dizer que o problema da reconfiguração de redes de distribuição consiste em buscar uma estratégia ótima de operação, cuja solução envolve a seleção da melhor configuração, dentre todas as possíveis, isto é, aquela que melhor atenda às funções objetivo previamente definidas, sem violar as restrições. A reconfiguração das redes de distribuição em regime normal de operação usualmente tem como objetivo a redução de perdas. Quando se considera a reconfiguração em tempo real, alguns aspectos devem ser incluídos: a) é necessário estabelecer uma relação custo-benefício para determinar a necessidade e a efetividade da reconfiguração; b) a rede deve ser flexível para permitir a reconfiguração; c) a viabilidade técnica das manobras deve ser avaliada em tempo real, considerando a disponibilidade de medições atuais da rede. A primeira e mais importante consideração adotada neste trabalho é de que apenas os dispositivos controlados remotamente são considerados no processo de otimização, tais como chaves telecomandadas e religadores. Isso permite a reconfiguração automática sem a necessidade de deslocamento de pessoal para operar os equipamentos. Além disso, é importante também utilizar a informação disponível nos equipamentos de medição remotos, que permitem identificar o estado atual da rede, especialmente em termos de potência demandada e topologia. O programa SCADA é a principal interface entre o software de reconfiguração e os equipamentos de rede. O diagrama da Fig. 1 mostra a arquitetura empregada neste trabalho, com destaque as etapas desenvolvidas para o módulo de reconfiguração. propósito de representar as variações de carga dos alimentadores e de evitar reconfigurações frequentes na rede de distribuição, o que pode degradar os equipamentos, os estudos de reconfiguração são realizados em patamares de carga. Deste modo, as curvas de carga são discretizadas em seis intervalos de tempo que representam os distintos comportamentos e níveis de carga. Durante o intervalo de duração de cada patamar o perfil de carga é considerado constante e corresponde ao valor máximo de demanda observado no intervalo. A Fig. 2 ilustra a discretização da curva de carga em patamares, para dois alimentadores com características distintas. Potência Ativa (p.u.) Potência Ativa (p.u.) 1,2 1,8,6,4,2 1,2 1,8,6,4,2 : 1: : 1: 2: 3: 2: 3: 4: 5: 6: 4: 5: 6: 7: 8: 9: 7: 8: 9: 1: 11: 12: 13: 14: Hora do dia 15: 16: 17: 18: 19: 2: Hora do dia Fig. 2. Curva de demanda por patamares para dois alimentadores. 1: 11: 12: 13: 14: 15: 16: 17: 18: 19: 2: 21: 22: 21: 22: 23: 23: A análise de reconfiguração é executada quando a demanda em tempo real tende a mudar de um patamar para o próximo. Fig. 1. Curva de demanda por patamares para dois alimentadores. III. METODOLOGIA PARA RECONFIGURAÇÃO AUTOMÁTICA A. Avaliação da demanda Para avaliar a demanda foram utilizadas curvas típicas, que refletem o comportamento horário das variações de carga, diferenciando dias úteis, sábados e domingos. Com o B. Perfil da Geração Distribuída A incorporação da GD analisada neste trabalho refere-se à geração de médio porte com potência de poucos MWs para geração fotovoltaica e eólica, conectadas à rede de distribuição em média tensão sem estar vinculada a um consumidor específico. Os dados meteorológicos para as análises da GD foram obtidos a partir da base de dedos do projeto SONDA (Sistema de Organização Nacional de Dados Ambientais) gerenciado pelo Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos (CPTEC/INPE). A estação meteorológica utilizada como referência para as análises está localizada na região central do Estado Rio Grande do Sul, RS, em São Martinho da Serra. O comportamento da curva de potência das fontes de GD é analisado e discretizado em patamares de geração, de forma semelhante e nos mesmos intervalos de análise de demanda, no entanto, ao invés da representação por valores de demanda máxima, a análise é dada pela produção média de energia, que corresponde ao valor médio de geração para o período de duração de cada patamar. Anais do V Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos, Foz do Iguaçu PR, Brasil /4/214 ISSN

3 1) Geração Fotovoltaica O perfil de geração fotovoltaica foi definido em função dos índices de insolação a partir de parâmetros meteorológicos reais, conforme ilustrado na Fig. 3. A potência total da central fotovoltaica é de aproximadamente 5 kw, a partir de 24 módulos fotovoltaicos de 245 W como mostrado na Fig. 4. Radiação Global (W/m 2 ) RADIAÇÃO GLOBAL HORIZONTAL ESTAÇÃO DE SÃO MARTINHO DA SERRA - JANEIRO DE Dias Fig. 3. Radiação global horizontal no Observatório em São Martinho da Serra. Fonte: Adaptada do Projeto SONDA (INPE, 213). Potência Ativa (W) Horas Fig. 4. Geração fotovoltaica de um módulo fotovoltaico por patamar para um dia com céu claro. 2) Geração Eólica Para geração eólica foram considerados dois aerogeradores de 8 kw modelo Enercon E53, com curva de potência representada na Fig. 5. A Fig. 6 mostra a geração eólica para a velocidade média predominante na região de estudo. Potência (kw) P Cp Velocidade(m/s) Fig. 5. Curva de potência do aerogerador modelos Enercon E53 Fonte: Adaptada de (ENERCON, 213).,6,5,4,3,2,1 Coeficiente de Potência (Cp) Potência Ativa (W) Horas Fig. 6. Geração eólica de um aerogerador por patamar para um dia típico. IV. TÉCNICA HEURÍSTICA PARA RECONFIGURAÇÃO UTILIZANDO O POTENCIAL DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA A. Função Objetivo e Restrições A função objetivo (FO) adotada neste trabalho é composta pela minimização de três indicadores, representados por: (i) Perdas de energia na rede primária; (ii) Frequência Equivalente de Interrupção Esperada por Consumidor e (iii) Energia Não Suprida Esperada. A Equação (1) exemplifica a FO, respeitando restrições específicas a partir da Equação (2). FO mín Perdas p FEC p ENS p (1) Sujeito a: * esp,i 1 * esp,i I K I Kmáx Vmín VK V P P P mín GDn máx máx 2 * esp,i Onde i corresponde ao patamar de carga analisado definido previamente pela curva de carga e curva de geração para as funções Perdas esp que representam as perdas de energia esperada (kwh) correspondente à condição de carga i, FEC esp é a Frequência Equivalente de Interrupção Esperada por Consumidor (falhas/ano), ENS esp representa a Energia Não Suprida Esperada (kwh/ano), p 1...p 3 são os pesos dos critérios para adequar a prioridade de otimização, I Kmáx é a corrente ( ) máxima admissível do equipamento ou condutor no ramo k, V K é a tensão (V) dentro da faixa de valores admissíveis em cada nó da rede de acordo com o PRODIST Procedimentos de Distribuição Módulo 8 e P GDn é a potência ativa (kw) fornecida pelo gerador distribuído n. Os valores de P mín e P máx dependem da tecnologia de GD considerada. Além destas restrições o sistema deve sempre manter a radialidade dos alimentadores após a reconfiguração e não deve permitir a operação ilhada das unidades de GD. A verificação das condições de restrição e cálculo das perdas é realizada pelo algoritmo de fluxo de potência com GD [1-11]. Já o cálculo dos indicadores de confiabilidade FEC esp e ENS esp é obtido a partir das equações de confiabilidade para estes indicadores durante o processo de fluxo de potência [12]. 3 (2) Anais do V Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos, Foz do Iguaçu PR, Brasil /4/214 ISSN

4 B. Pesos dos Critérios Os indicadores da função objetivo são julgados de acordo com o conceito de modelagem de preferência, definido pelo método de tomada de decisão AHP desenvolvido por Saaty [13]. O método tem como premissa o julgamento e a conversão dos critérios em pesos, afim de que se possa adequar à prioridade que cada critério tem sobre o outro. Em [9] é apresentado o detalhamento do método e os cálculos para definição dos pesos dos critérios: Perdas esp igual a,64; FEC esp igual a,26 e ENS esp igual a,1. C. Seleção das Configurações A seleção das configurações para a metodologia de reconfiguração com incorporação da GD é baseada na técnica heurística Branch-Exchange, a partir de mudanças sucessivas na configuração da rede devido à abertura/fechamento de chaves de manobra. Para facilitar o entendimento, a metodologia será demonstrada em duas etapas: 1) Etapa A: Reconfiguração em alimentadores sem GD: a) Escolhe-se determinada chave/religador NA telecomandada de forma aleatória, e altera-se a configuração da rede fechando a chave NA telecomandada e abrindo uma chave NF telecomandada de qualquer um dos dois alimentadores envolvidos, porém deve ser a primeira chave a montante da chave NA, segue-se para b. Fig. 8. Segunda reconfiguração. d) Retorna-se à configuração original e altera-se a topologia da rede, fechando a chave NA e abrindo a chave NF a montante da chave NA, porém no alimentador em que não pertence à chave que foi aberta no item b (Fig. 9). Segue-se para e ; Fig. 9. Primeira reconfiguração (sentido contrário). e) Enquanto a FO apresentar redução, sem violar as restrições, repete-se o procedimento executando-se o item c. O processo é finalizado quando a FO não apresentar mais redução ou ocorrer violação das restrições. Realiza-se a análise de outra chave/religador NA telecomandada, porém partindo da configuração original, repedindo o processo até que todas as chaves/religadores NA telecomandadas sejam analisadas. (a) 2) Etapa B: Reconfiguração com GD nos alimentadores: Avalia-se o ganho de conexão com a GD para os dois sentidos de testes (conexão para cada alimentador), uma vez que a conexão da GD pode beneficiar tanto o alimentador em que foi inicialmente conectada, quanto a partir de uma mudança na topologia da rede, melhorar as condições de operação de outro alimentador. A verificação dessas análises é apresentada nos passos a seguir. a) A partir da configuração original da rede com GD (Fig. 1), avalia-se a melhoria dos indicadores da FO com a conexão da GD no alimentador original, fechando a chave NA telecomandada e abrindo a próxima chave telecomandada NF (Fig. 11), segue-se para b. (b) Fig. 7. Rede de distribuição: (a) configuração original (b) primeira reconfiguração. b) Realiza-se o cálculo do fluxo de potência (FP) e verificase se houve redução da FO e se não violou as restrições. Em caso afirmativo, armazena-se o valor da redução da FO e segue-se para c. Em caso negativo, segue-se para d. c) Altera-se novamente a configuração da rede, fechando a chave atual NA telecomandada e abrindo a primeira chave NF telecomandada a montante da chave atual NA, no mesmo sentido (alimentador) que foi aberta a chave na iteração anterior (Fig. 8). Segue-se para e ; Fig. 1. Configuração original com GD. Fig. 11. Conexão da GD no alimentador AL3. Anais do V Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos, Foz do Iguaçu PR, Brasil /4/214 ISSN

5 b) Realiza-se o cálculo do FP e o cálculo da confiabilidade para esta nova configuração, verifica-se se houve redução da FO sem violar as restrições. Se a FO é melhorada, segue-se para a etapa c. Em caso negativo, segue-se para d. c) Altera-se a configuração da rede na mesma direção (alimentador), enquanto a FO é melhorada sem violar as restrições definidas, segue-se para a Etapa d. d) Verifica-se a conexão da GD em outro alimentador a partir da configuração original com GD (Fig. 1), abrindo a primeira chave NA a montante da GD e fechando a chave de interligação NA entre os dois alimentadores Fig. 12, segue-se para e. V. ESTUDO DE CASO E RESULTADOS A rede de distribuição ilustrada na Fig. 14 foi utilizada como estudo de caso sendo alimentada a partir de duas subestações com tensão de 69/13,8 kv, contendo quinze chaves de interligação normalmente abertas, denominadas TS e numeradas como TS-1 a TS-15 e cento e quarenta e três chaves em estado normalmente fechadas, denominadas S. Foram inseridas três centrais de geração distribuída, sendo duas de geração eólica localizadas entre as chaves S39 TS-8 e S61 TS-15 e uma de geração fotovoltaica localizada entre as chaves S11 e S12. Fig. 12. Conexão da GD no alimentador AL4. e) Realiza-se novo cálculo do FP e confiabilidade para a nova configuração e verifica-se se houve redução da FO sem violar restrições. Se a FO é melhorada, segue para f. Em caso negativo, o processo é finalizado. Segue-se para a Etapa g. f) Altera-se a configuração da rede na mesma direção (alimentador) enquanto a FO apresentar redução, sem violar as restrições (Fig. 13). O processo de reconfiguração é finalizado quando a FO não apresentar melhoria ou ocorrer violação das restrições. Segue-se para a Etapa g. Fig. 13. Conexão da GD no alimentador AL4. g) A configuração com a maior redução da FO é escolhida como a melhor topologia, comparando-se os resultados obtidos no teste da GD no alimentador da etapa c e na etapa f. O mesmo procedimento deve ser repetido quando se analisa outra fonte de GD, porém, sempre a partir da configuração original da rede. As metodologias apresentadas presumem que apenas as chaves telecomandadas da rede são analisadas, inicialmente testa-se cada chave de interligação individualmente (em alimentadores com e sem conexão de GD) partindo sempre da configuração inicial da rede. A partir do resultado individual das interligações, aplicam-se os pesos dos critérios do AHP e determina-se a sequência de alterações a serem executadas. Por fim, reaplica-se o método branch exchange de acordo com a sequência determinada, sendo que após uma manobra válida a rede não retorna a configuração inicial para a análise da próxima manobra. Fig. 14. Diagrama simplificado da rede de distribuição com GD. O algoritmo de reconfiguração é aplicado considerando a análise individual das chaves de interligação da Fig. 14. A Tabela I ilustra os resultados desta análise, considerando os estudos para o patamar das 7h às 12h, ilustrando somente as configurações que apresentaram redução da FO. TABELA I ANÁLISE INDIVIDUAL DAS CHAVES DE INTERLIGAÇÃO Configuração inicial: Perdas esp(kwh): 2673,24 FEC esp (falhas/ano): 11,78 ENS esp (MWh/ano): 632,9 Fechar Abrir Perdas esp FEC esp ENS esp 1 TS-1 S3 2654,28 11,3 62,6 2 TS-3 S ,47 9,93 586,5 3 TS-5 S ,56 11,74 652,7 4 TS-7 S59 * 2555,26 11,66 6, 5 TS-8 S ,42 11,75 586,7 6 TS-9 S ,98 11,62 65,9 7 TS-1 S ,82 11,67 585,1 Base Selecionada 2254,42 9,93 585,1 * Mudança do alimentador de conexão inicial da GD Cada resultado individual da Tabela I é normalizado pelo valor mínimo encontrado nos testes e multiplicado pelo respectivo peso obtido com o AHP, a partir deste procedimento, executa-se o somatório dos resultados no formato da função objetivo da expressão (1), o resultado deste procedimento é Anais do V Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos, Foz do Iguaçu PR, Brasil /4/214 ISSN

6 apresentado na Tabela II. De acordo com o valor da FO é ordenada a sequência de chaveamento das interligações, apresentada na última coluna da Tabela II, que devem ser executadas do maior para o menor valor. TABELA II NORMALIZAÇÃO DOS RESULTADOS APLICANDO AHP Perdas esp *.,64 FEC esp *.,26 ENS esp *.,1 FO Seq 1,544,228,94,866 6ª 2,562,26,1,921 3ª 3,555,22,9,865 7ª 4,565,221,98,884 5ª 5,64,22,1,959 2ª 6,583,222,97,91 4ª 7,64,221,1,961 1ª A técnica branch exchange é aplicada novamente de acordo com a sequência definida, sendo que após uma manobra válida a rede não retorna a configuração inicial para a análise da manobra seguinte. Assim, executam-se as alterações nas chaves até que se permitam reduções da FO. O resultado final da otimização da rede de distribuição para o patamar representado é mostrado na Tabela III. TABELA III RESULTADO FINAL DA OTIMIZAÇÃO DA REDE COM GD Fechar/Abrir Perdas esp (kw) FEC esp (f/ano) ENS esp (MWh/ano) Conf. Atual 2673,24 11,78 632,9 1ª TS-1/S ,82 11,67 585,1 2ª TS-8 /S ,2 11,75 586,8 3ª TS-3 /S ,25 9,9 54,3 Redução (%) 19,22 15,95 14,63 Todas as etapas apresentadas foram testadas com sucesso no software ASD - Análise de Sistemas de Distribuição [8], a topologia final da rede determinada pelo programa apontou uma melhoria significativa com redução de 19,22% no valor de Perdas esp, 15,95% no valor do indicador FEC esp e 14,63% no indicador ENS esp. Isso mostra que a reconfiguração e a GD tem efeitos favoráveis sobre o sistema de distribuição comprovando a eficiência da metodologia desenvolvida que pode ser estendida para outros sistemas reais. Salienta-se que as análises demonstradas neste trabalho focam na injeção de potência ativa no sistema pelas unidades de GD. Entretanto, o ambiente de simulação também pode avaliar os aspectos relacionados à injeção de potência reativa, considerando bancos de capacitores no contexto de qualidade de energia. VI. AGRADECIMENTO Os autores agradecem o apoio técnico e financeiro do Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq), Fundação de Amparo a Pesquisa do Estado do Rio Grande do Sul (FAPERGS), e da concessionária de energia elétrica AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia SA, por meio do projeto de Pesquisa & Desenvolvimento intitulado Reconfiguração Dinâmica de Redes de Distribuição por meio do Uso de Equipamentos Automatizados. VII. CONCLUSÕES Este trabalho apresentou uma metodologia para reconfiguração automática de redes de distribuição na presença de geradores distribuídos de energia eólica e fotovoltaica, fazendo uso de informações de equipamentos telecomandados do sistema de distribuição. Através dos resultados apresentados comprovou-se que a reconfiguração é uma ferramenta eficiente no gerenciamento da rede de distribuição juntamente com o aproveitamento da energia da geração distribuída, aumentando a eficiência na otimização principalmente na redução de perdas de energia e melhoria dos indicadores de desempenho do sistema. A eficiência do método branch exchange foi validada com o método de busca exaustiva em uma rede simplificada, a qual encontrou a mesma topologia como melhor resultado. O emprego das metodologias apresentadas neste trabalho permite uma mudança rápida à implantação de redes inteligentes. VIII. REFERÊNCIAS [1] E.M. Carreno, R. Romero and A.P. Feltrin, An Efficient Codification to Solve Distribution Network for Loss Reduction Problem, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 23, no. 4, pp , 28. [2] M.S. Thomas, S. Arora, V. K. Chandna, Distribution Automation Leading to a Smarter Grid, in Proc. 211 IEEE Innovative Smart Grid Technologies, pp [3] D. 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