Metodologia e Software Especialista para o Planejamento da Modernização Operacional e da Qualidade da Energia Elétrica das Redes de Distribuição

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1 1 Metodologia e Software Especialista para o Planejamento da Modernização Operacional e da Qualidade da Energia Elétrica das Redes de Distribuição V. C. Petersen, M. B. D.A.P.Medeiros, A. Gonçalves AMPLA M. T. Nakahata, A. G. Reichel, V. Zambenedetti, M. Klimkowski, R. Wagner - LACTEC. Resumo - A inovação do projeto está no desenvolvimento da metodologia e do programa de simulação da automação em redes existentes, permitindo avaliar antecipadamente os resultados e benefícios que a automação poderá trazer para melhorar a qualidade de distribuição de energia elétrica. Esta qualidade está associada principalmente quanto aos tempos de interrupção, traduzidos no índice DEC. A modernização dos equipamentos de proteção e supervisão da continuidade, remotamente supervisionados e controlados, já é uma realidade consolidada. Todavia, em que pontos estratégicos equipamentos automatizados devem ser colocados, o custo de um projeto e os efeitos esperados em termos dos índices dos conjuntos de consumidores é uma tarefa de difícil execução manual. O produto deste projeto apresenta uma ferramenta informatizada que, utilizando dados reais das redes das empresas, permite a busca e inclusão de equipamentos de automação, apresentando virtualmente todos os dados necessários para a decisão de montagem de planos de automação em redes de distribuição. Palavras-chave - Modernização operacional de redes de distribuição; Planejamento de automação; Análise dos efeitos da automação; Custos de automação de redes de distribuição; Melhoria dos índices de qualidade. I. INTRODUÇÃO O projeto propôs-se ao desenvolvimento de uma metodologia e um programa informatizado, para serem utilizados como ferramenta auxiliar no planejamento de projetos de modernização operacional das redes de distribuição. A qualidade da continuidade de energia elétrica distribuída é analisada em termos de conjuntos de consumidores, porém a melhoria neste indicador de qualidade somente pode ser obtida por ações realizadas nos circuitos da rede que compõem cada conjunto. M. T. Nakahata trabalha no Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - ( mateus@lactec.org.br). V. Zambenedetti trabalha no Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec ( voldi@lactec.org.br). A. G. Reichel trabalha no Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec ( amarildo@lactec.org.br). R.Wagner trabalha no Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec ( rafaelw@lactec.org.br). M. Klimkowski trabalha no Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Lactec ( klinko@uol.com.br). V. C. Petersen trabalha na Ampla Energia e Serviços S. A. ( petersen@ampla.com). M. B. D.A.P.Medeiros trabalha na Ampla Energia e Serviços S. A. ( mbeatriz@ampla.com). Considerando a elevada quantidade de conjuntos e circuitos primários existentes nas empresas, é de grande utilidade o apoio de uma ferramenta auxiliar para o planejamento, capaz de indicar quais são os conjuntos e circuitos críticos a serem estudados com prioridade, que permita a simulação de acréscimo de modernização operacional no circuito e calcule, para cada passo de modificação simulada, os custos destas ações e os efeitos prováveis nos índices de qualidade do circuito e do conjunto, respectivamente. Este apoio agrega confiança no planejamento de automação, considerando que permite avaliar os resultados esperados antecipadamente. Um fator que resulta em elevação do DEC é o tempo de localização de um defeito na linha de distrbuição. Para diminuir este tempo técnicas como as apresentadas em [7], [9], [10], [11]. Duas são as formas básicas de localizar o dedefeito. A deteção da passagem da corrente de curto circuito, relatado em [7] e [10] é útil para a linha troncal, onde as correntes têm maiores amplitudes. Se o defeito ocorre em um ramal geralmente há a queima do fusivel da derivação e o alimentador é desligado durante o funcionamento do religador de saida da subestação. Após este tempo apenas o ramal fica sem energia supondo que o fusivel esteja devidamente coordenado. Neste caso o método relatado em [9], com equipamentos de monitoração ligados na linha secundaria, é mais indicado. O valor do DEC por sua vez tem impacto direto nas perdas para a Concessionária e para os consumidores. Em [8] e [13] são apresentados métodos de calculo de perdas com interrupção de fornecimento. O projeto desenvolveu uma ferramenta de simulação para estes estudos, a partir de dados reais do desempenho dos circuitos, com funções de simulação de inclusão de equipamentos de proteção e manobras telesupervisionados e telemonitorados em pontos estratégicos de cada circuito, com os respectivos cálculos de custos e resultados esperados no circuito e no conjunto dos consumidores, decorrentes desta tecnologia de modernização em redes de distribuição. O simulador também contemplou a função de simulação para a escolha dos ramais de distribuição primária, para a colocação de monitores de interrupção nas redes secundárias, visando a identificação de seu desligamento, independente da comunicação de consumidores deste segmento da rede. Além disso, o projeto abordou o estudo da melhor es-

2 2 pecificação para o sistema de integração destas novas tecnologias no sistema de automação de distribuição existente na AMPLA, mediante a implantação de um projeto piloto de seis equipamentos de proteção e manobra telesupervisionados e telecomandados no Alimentador Búzios 5, além de quarenta monitores de interrupções em ramais selecionados de outros alimentadores. II. METODOLOGIA DO PROJETO A. Modelagem da rede típica - O circuito de distribuição Nas redes de distribuição da AMPLA predominam o padrão de rede aérea com condutores sem isolamento apoiados em isoladores em cruzetas na alta tensão e diretamente nos postes na baixa tensão. Todo circuito de alta tensão é iniciado por um dispositivo de proteção na subestação de origem e apresenta uma ou mais rotas troncais. Para os consumidores que estão mais distantes da faixa das rotas troncais são usados redes de alta tensão derivando as mesmas dos trechos troncais conforme mostrado na Figura 1. Como a maioria da extensão da rede de alta tensão, em geral é composta pelas derivações, utiliza se no inicio de cada derivação um jogo de chaves de abertura manual, providas de elos fusíveis, de forma que quando ocorre um defeito na rede de alta tensão em uma derivação, este defeito fará operar o elo fusível, desligando apenas esta derivação, mantendo o restante do circuito energizado. Para reduzir o tempo de desligamento de todo o circuito para defeitos nas rotas troncais, é utilizado o recurso de dividir a área em subáreas em dimensão e quantidade de carga adequada para realizar manobras e mantendo desligado somente um determinado trecho de rota troncal e suas derivações dependentes, em caso de defeito em trecho troncal desta subárea. Na figura 5 é mostrado um exemplo genérico, de uma área dividida em cinco subáreas numeradas de I a V Estas atividades podem demandar um tempo que ocasiona interrupção a todos os consumidores, superiores a 60 minutos. B. Melhorias para contribuir na redução dos índices de interrupção Existem disponíveis recursos a serem acrescentados aos circuitos de alta e baixa tensão visando auxiliar na rapidez de identificação dos trechos de alta tensão onde reside o defeito em caso de defeitos troncais, quais derivações ou circuitos de baixa tensão estão desligados sem necessidade do consumidor ligar para o centro de operações da rede. Todavia, o custo destes equipamentos e a quantidade de sua aplicação devem ser analisados dentro de um enfoque dos benefícios que os mesmos oferecem como retorno, que é o objetivo deste projeto. Como ferramenta para esta analise foi desenvolvido um simulador de algumas modernizações recomendáveis implantadas em um circuito de alta tensão de distribuição de energia elétrica quantificando seus custos e retornos previstos em termos de redução dos índices de duração da interrupção. Para isso o primeiro passo foi receber os dados de um circuito oriundo dos sistemas de cadastro da empresa com as seguintes funções: Estruturar a sua topologia elétrica identificando todos os segmentos de alta e baixa tensão Estruturar um banco de dados por segmento de alta e baixa tensão Agregar a cada segmento os dados da estrutura de tipo de equipamento de seu inicio (proteção ou manobra) Agregar os dados de ocorrências em termos de alta e baixa tensão em um período anterior ao de analise Realizar os cálculos dos índices de interrupção reais o- corridos por segmento e blocos no período analisado C. Representações da rede de distribuição para este projeto O circuito de distribuição pode ser considerado como composto de três subsistemas quanto a operação e efeitos resultantes de interrupções no circuito. Para os estudos do projeto as figuras passarão a serem representadas de forma linearizada. 1) O circuito de distribuição de alta tensão O primeiro e mais importante subsistema são os trechos primários de alta tensão (13,8 kv até 34,5 kv, normalmente) denominados de rotas troncais. Figura 1 - Rede troncal e derivações de um circuito de AT com subáreas Em caso de defeito na área troncal, são realizados os seguintes procedimentos : a) Pesquisa e localização do trecho com defeito b) Deslocamento de equipes para manobras em chaves de isolamento de trechos com defeitos c) Deslocamento de equipes para fechamentos de chaves de interligação de trechos a fontes alternativas de energia. DJ 1 CM 2 CM 3 CM 6 CM 4 CM 5 CM 7 Figura 2 - Blocos de alta tensão troncal

3 3 Qualquer defeito que cause curto circuito neste bloco troncal, em qualquer segmento entre o equipamento de proteção de saída da Subestação e a(s) primeira(s) chave(s) de manobra ou entre chaves de manobra, causará a atuação do equipamento de proteção do inicio do circuito, desligando toda a rede troncal e demais circuitos ramais que derivem da mesma. 2) Derivações de alta tensão O segundo subsistema é aquele formado pelos circuitos após equipamentos de proteção instalados ao longo da rede primaria e não pertencentes ao bloco troncal definido. Figura 9. È composto dos segmentos do circuito denominadas de derivações ou ramais da rede primária. Cada segmento entre equipamentos de proteção (em geral chaves fusíveis) define um bloco de derivação do circuito, e são continuidade elétrica do bloco troncal. a quantidade de consumidores desligados nos blocos dos outros subsistemas. Todavia, é de grande importância o controle destes blocos, porque são os transformadores que oferecem a qualidade final da energia elétrica ao consumidor. D. Procedimentos de Operação para defeitos nas rotas troncais Para os sistemas aéreos radiais, muito expostos à falhas por agentes externos além dos defeitos inerentes a materiais, a interrupção causada por defeitos nas rotas troncais causam a operação do equipamento de proteção de saída deste alimentador na SE, desligando todo o alimentador e seus consumidores de alta e baixa tensão. Normalmente é previsto seu seccionamento por trechos, de modo a isolar um trecho com falhas para reparos, na menor extensão possível, de modo a liberar o restante para ser reenergizado pela SE de origem ou através de outro alimentador da mesma SE ou de SE diferente. Ch A DJ 1 CM 2 CM 3 CM 6 Ch B CM 4 CM 5 CM 7 Figura 4 Rota troncal de alimentador radial Ch C Ch D CMD Figura 3 Blocos de derivação Pode existir uma seqüência de blocos ligados em serie em uma derivação ou mais de um bloco ligado em um mesmo ponto da rede primaria da derivação. Em geral as chaves de inicio de bloco das derivações são chaves com elos fusíveis, isto é, chaves de proteção. Ver chaves A,B,C, E, e F da Figura 3. Em caso de defeito em um destes blocos, somente será desenergizado o bloco onde o defeito ocorreu e demais blocos na seqüência elétrica do mesmo, se houver. Todavia, pode ocorrer de que um ou mais blocos da derivação seja iniciada por uma chave de manobra manual. Vide chave D da figura 10. Neste caso, defeitos nestes blocos sempre farão operar a chave de proteção que antecede este bloco em direção a fonte. No caso especifico da Figura 3, defeitos no bloco de chave D desligará a chave C. 3) Circuitos de baixa tensão O terceiro subsistema é formado pelo conjunto dos transformadores de distribuição que abaixam a tensão da rede primária para a tensão de fornecimento denominada de baixa tensão. (127V / 220V). Cada transformador e sua rede secundária formam um bloco de baixa tensão e geralmente comporta um reduzido numero de consumidores. Logo um defeito em um bloco de baixa tensão desliga somente um reduzido numero de consumidores, quando comparado com Ch E Ch F Consideremos como modelo da rota troncal de um alimentador urbano típico, atendendo 4800 consumidores, o unifilar mostrado na Figura 4. Para fins de redução da área desligada em caso de defeitos em sua rota troncal, ele é dividido em quatro áreas seccionáveis por chaves de manobra manuais e consideremos que cada trecho atenda um quarto dos consumidores. Quando um defeito quando ocorre nesta rota troncal, opera o equipamento de proteção de inicio deste alimentador na subestação, desligando todos os consumidores. Quando ocorre um defeito na rota troncal em qualquer uma das quatro áreas, o procedimento operativo atual recomenda que o mesmo seja isolado da rede por manobras no menor tempo possível e que a energia elétrica seja restaurada aos demais trechos sem defeito o mais rápido possível. A operação de chaves de manobra requerem o deslocamento de eletricistas até o ponto em que a mesma está instalada para proceder sua abertura ou fechamento. Além de razoáveis distancias a serem percorridas há os agravantes de que em determinadas rotas e horários existe congestionamento de veículos tornando o deslocamento muito lento e comprometendo a agilização das ações de manobras. A solução para redução das interrupções devido defeitos nas rotas troncais está centrada na substituição dos atuais equipamentos de manobra manuais por equipamentos modernos que contém recursos de sensoriamento das condições anormais de operação, realize o seccionamento automático do trecho que protege quando ocorre defeito em sua área, seja monitorado e telecomandado à distancia.

4 4 Para avaliação dos efeitos produzidos por esta modernização devem ser comparadas as ações e os índices resultantes de um defeito na rede troncal da alimentador típico, para defeitos em cada trecho de sua rota troncal, operados dentro dos procedimentos tradicionais, com o desempenho que se teria desta rede automatizada quanto a localização automática do trecho com o defeito e com o telecomando dos equipamentos de manobra de seccionamento de trechos e interligação entre alimentadores. E. Desenvolvimento de Software de avaliação da redução dos indicadores DEC e FEC com automação A metodologia de calculo para avaliar a redução da duração das interrupções com a automação inserida na rede, teve como premissa a consideração de substituição de equipamentos de manobras manuais por equipamentos trifásicos de manobra que realizassem as seguintes funções conforme seu local de instalação: a) Instalados ao longo das rotas troncais das redes de distribuição: Sinalização do trecho com defeito Recursos de operação por telecomando ou automática para isolamento do trecho com defeito Telecomando de abertura ou fechamento para restauração de energia dos trechos sem defeito III. DESENVOLVIMENTO DO PROGRAMA A. Módulo de análise dos conjuntos O programa simulador é alimentado por um banco de dados Microsoft Access com tabelas contendo dados dos conjuntos e circuitos primários de distribuição. Estas tabelas foram formatadas para receber dados existentes nos demais sistemas de dados informatizados da empresa, desde um único circuito até grupos de circuitos de um ou vários conjuntos simultaneamente. O programa se compõe de vários módulos: carregamento das tabelas, visualização do diagrama unifilar, processamento dos eventos de falha, associando-os a trechos dos alimentadores, e cálculo de índices de continuidade antes e após a introdução de equipamentos de automação. Além disso, possui várias telas de fácil interpretação, como a de Conjuntos, a de Seleção de Circuitos, Análise de Desempenho, Simulação de Automação e Resultados de Simulação. A tela do módulo de conjuntos, mostrada na Figura 5, permite a identificação rápida dos conjuntos críticos, que são aqueles que ultrapassaram as metas definidas pela legislação no período estudado. Quando for selecionado um conjunto nesta tela, o programa apresenta nova tela para o conjunto selecionado com a identificação dos circuitos da rede de distribuição que o compõe, conforme mostrado na Figura 6. b) Instalados em fins de rotas troncais com possibilidade de interligação para outro alimentador visando transferência de blocos de carga entre alimentadores Telesupervisão de estado : aberto / fechado Telecomando de operação : abrir / fechar O programa informatizado tem como objetivo: Identificar, para um alimentador escolhido, dentro de determinado período passado, todas as interrupções cujo defeito teve origem na rota troncal e exigiram manobras para a localização do trecho com defeito e isolamento deste trecho e restauração de energia aos trechos sem defeito. Calcular, dentro dos procedimentos tradicionais, a parcela do índice DEC Duração equivalente por consumidor que estas manobras causaram na formação do DEC do alimentador ou do conjunto a que ele pertence. Com base neste desempenho, definir uma probabilidade de ocorrências futuras similares e nestas, simular substituições de equipamentos ao longo da rota troncal ou na interligação de alimentadores, calculando para cada caso qual a redução que seria obtida com o uso de cada um destes equipamentos com recursos de automação. Figura 5 Tela de análise de conjuntos Na parte superior da tela mostrada na Figura 6, o programa apresenta o desempenho de cada circuito do conjunto selecionado com as respectivas contribuições atuais na formação dos índices DEC e FEC, além das informações da quantidade de manobras, ocorrências e registros ocorridos em cada circuito. Estes dados servem para a escolha de qual circuito possui mais ocorrências de determinado tipo, orientando qual o circuito que deve ter um estudo priorizado no conjunto considerado. A janela inferior da tela mostrada na Figura 6 mostra os resultados resumidos de estudos anteriores já realizados para circuitos do conjunto, e salvos no sistema. Estes arquivos

5 5 salvos servem para que estudos possam ser interrompidos e continuados em outra data, ou seja, armazenados para verificação posterior ou comparação entre eles, ou entre estudos de outros circuitos. Ao selecionar um dos estudos, o mesmo é carregado no programa, e mudanças podem ser feitas em decorrência de conclusão de resultados de estudos em outros circuitos do mesmo conjunto. finalidade seria a instalação de equipamentos de telemonitoração de interrupções nos ramais com significativo número de consumidores. Figura 7 Tela de análise de desempenho de circuito Figura 6 Seleção de circuitos e de planos de automação realizados B. Escolha da melhor tecnologia de automação para cada circuito A colocação de equipamentos de proteção e de manobra telesupervisionados e telecomandados na rota troncal do circuito contribuem de forma significativa somente na redução de durações de interrupções que fazem parte de um grupo de manobras de localização de trecho com defeito. Neste tipo de grupo de manobras, primeiro é feito um isolamento do trecho com defeito, e depois é feita a restauração de e- nergia aos demais trechos desligados e sem defeito. Neste processo, podem ser necessários vários religamentos até se isolar o trecho com defeito. A partir da escolha de um circuito, clicando sobre o nome do mesmo, o programa seleciona as interrupções do circuito e as apresenta em nova tela, conforme a Figura 3. Esta janela mostra a quantidade das manobras na rota troncal, e também a quantidade das interrupções ocorridas em ramais do circuito considerado, com a respectiva contribuição de cada uma na formação do índice DEC do circuito, durante o período de dados de interrupções utilizados como dados de entrada no programa. A quantidade de interrupções que compõem as manobras na rota troncal e o valor da contribuição deste grupo na formação do DEC do alimentador indicam preliminarmente o potencial de melhoria que se pode esperar em estudos de simulação de automação no circuito considerado. Se a predominância ou a quantidade de interrupções em ramais também for significativa, isso sugere que a melhoria do circuito em questão também pode apresentar ganhos na qualidade priorizando-se a restauração de energia em ramais que apresentam maiores agrupamentos de consumidores. A melhor tecnologia de automação para esta A Figura 7 mostra na barra superior três opções de escolha de telas gráficas para auxiliar os estudos. Um botão de acesso à tela de visualização topográfica do circuito, um botão para acesso à opção de visualização da árvore de blocos topológicos, para avaliação da escolha de ramais para a monitoração de interrupções, e um botão para a opção de acesso à visualização das rotas troncais para orientar os estudos de automação de equipamentos de proteção e manobras. C. Estudo de simulação de automação de equipamentos de proteção e manobras Acessando o botão para a opção de acesso à visualização das rotas troncais, o programa mostra a tela para estudos de simulação de automação contendo o diagrama de blocos das rotas troncais do circuito selecionado, conforme mostrado na Figura 8. Nesta tela, mediante a utilização do mouse, o programa permite trocar chaves de manobras manuais existentes por equipamentos religadores automatizados, e chaves de manobra abertas de interligação de circuitos por chaves dotadas de funções de automação para telecomando a distância. Figura 8 Tela de simulação de automação de equipamentos

6 6 A Figura 9 mostra a simulação e resultados de um plano de automação no qual houve a substituição de uma chave de manobra manual do circuito em estudo por religador dotado de funções de automação (símbolo oval verde), e de uma chave de manobra aberta de interligação de circuitos por chave dotada de funções de automação para telecomando a distância (Chave retangular azul). Figura 10 Tela de visualização do unifilar do circuito Figura 9 Simulação e resultados de um plano de automação Os algoritmos do programa selecionam a estrutura das rotas troncais a partir do cadastro da rede e das manobras o- corridas no período de análise, que atingiram estes segmentos. Primeiramente, o programa processa o desempenho do circuito com os atuais equipamentos de proteção e manobra existentes dentro do período analisado, calculando, além do índice DEC, a energia perdida sem automação devido às interrupções envolvidas nas manobras da rota troncal, associadas às cargas de média e de baixa tensão. Sob a ótica do consumidor, o programa calcula, para estas mesmas ocorrências, uma estimativa do prejuízo dos consumidores da rede, com base na carga interrompida e na duração das interrupções consideradas. Quando se substitui um ou mais equipamentos de proteção ou de manobra manual por religadores ou chaves de manobra telecomandadas, o programa considera a redução das interrupções que estes equipamentos trariam se, no período de estudo, eles estivessem de fato instalados na rede. Para cada modificação durante a simulação de planos de automação, o programa calcula e apresenta, além dos efeitos que elas podem produzir na redução dos valores do índice de interrupções DEC do alimentador e no conjunto, também os valores da energia não vendida recuperada. Além disso, também calcula a redução do prejuízo dos consumidores, obtida com a inclusão de equipamentos em cada etapa de simulação. Os resultados de cada simulação são comparados com os valores do circuito sem os equipamentos de proteção e manobra telecomandados simulados. Cada etapa de simulação realizada no diagrama de blocos pode ser visualizada no diagrama unifilar topográfico, em várias escalas de ampliação (zoom), e a identificação exata de sua posição no circuito, na tela de visualização do unifilar do circuito, conforme Figura 10. Para fins de avaliação de custo-benefício, o programa contém tabelas de custos de instalação de equipamentos, e calcula, para cada situação, os valores do custo de cada plano simulado, incluindo além do custo dos equipamentos também os custos associados de montagem e comunicação. Com os custos de plano de automação e os valores da receita de energia recuperada, o programa calcula o tempo de retorno do investimento, quando considerada somente a receita recuperada como retorno do investimento. Todavia, atualmente com a nova legislação de qualidade, existe a possibilidade de multas vultosas serem aplicadas às empresas, pelo não atendimento dos valores legais fixados para cada conjunto de consumidores. A este risco de multa denominamos, para fins deste projeto, como custo da qualidade para a empresa. O programa permite informar ao usuário os valores deste risco de multa atribuído a cada circuito, visando avaliar a consideração de que potenciais valores de risco de multa possam ser alocados como investimentos para a modernização dos circuitos de distribuição, situação na qual o retorno pode ser muito vantajoso. D. Estudo de colocação de monitores de interrupção telemonitorados Esta função acessa a tela do diagrama de blocos completo do circuito primário mostrada na Figura 11, onde temos a visão topológica de todo o circuito, incluindo as rotas troncais e os ramais primários do circuito O programa permite selecionar o número desejado de ramais a serem identificados, na tela gráfica, mediante botões na barra superior, segundo os seguintes critérios: Número de consumidores ligados em baixa tensão do ramal Número de consumidores ligados em média tensão do ramal Número de transformadores do ramal Potência total de transformadores no ramal Potência total dos consumidores ligados em alta tensão no ramal

7 7 Remota (UTR) da subestação (SE) Búzios. A Figura 13 esboça a montagem atual do sistema de comunicação com o Centro da Operação de Sistemas da AMPLA. O centro de operação propriamente dito comunica-se com um computador que funciona como front-end, utilizando uma intranet como meio de comunicação. Este front-end comunica-se com as Unidades Terminais Remotas nas SEs através de diversos meios de comunicação (rádio, fibra óptica, etc.) utilizando o protocolo IEC ou T101. O front-end possui ainda 32 entradas seriais para esta função, e trabalha em regime de hot stand-by. Figura 11 Diagrama de blocos completo da rede primária A janela mostrada na Figura 12 representa o exemplo de uma seleção de identificação solicitada dos três ramais com maior número de consumidores ligados em baixa tensão. Em todas as opções de seleção, a janela inferior mostra os demais parâmetros contidos nos ramais selecionados em cada critério. Figura 13 Sistema de comunicação utilizado na AMPLA Os equipamentos de automação dentro da SE, por sua vez, costumam ter uma estrutura hierarquizada, como mostrada na Figura 14. Os relés e outros equipamentos IED (Intelligent Electronic Device) utilizam protocolo DNP3 ou mesmo T101 para se comunicar com uma Unidade Terminal Remota. Esta se comunica com o COD, através do front-end em protocolo T101. Figura 12 Identificação de ramais prioritários A colocação de monitores de interrupções telemonitorados ao longo dos ramais primários selecionados deve ser realizada em alguns transformadores, selecionados entre aqueles que contêm maior número de consumidores, ou devido à presença de um ou mais consumidores especiais que justifiquem uma monitoração, inclusive de defeito, em seu ramal de serviço. A sinalização pode ser otimizada, analisando-se se é provinda de um único monitor, indicando uma interrupção no consumidor, ou no circuito secundário, ou se ocorreu uma interrupção em todo o ramal primário, indicado pela ocorrência simultânea de interrupção em todos os monitores do ramal monitorado. E. Projeto piloto de automação Os equipamentos de manobra das rotas troncais monitoradas e telecomandadas possuem comunicação com a central de operações via rádio, passando pela Unidade Terminal Figura 14 Estrutura de hierarquia dos equipamentos de automação da SE Na automação de rede de distribuição foi definido o uso de religadores automáticos e chaves de interligação de alimentadores, sendo que os relés destes equipamentos já utilizam o protocolo DNP3. A definição de instalação para o sistema de comunicação da automação de rede de distribuição está mostrada na Figura 14. Os relés ou chaves telecomandadas usam o protocolo DNP3, com meio de comunicação via rádio digital para chegar até uma UTR dentro da SE Búzios. Esta UTR já comanda relés dentro da SE, e tratará os religadores e chaves como pertencentes à SE Búzios. Os dados dos RAs e chaves são então repassados para o COD através desta UTR. Desta forma, a recepção dos dados é convertida em protocolo T101, para uso das informações de forma integrada ao sistema SCADA existente na AMPLA. Os monitores de interrupção instalados nas redes de baixa tensão de transformadores, ou diretamente em consumidores, utilizam a linha telefônica do consumidor e enviam informações que são recebidas pela placa URA (Unidade de

8 8 Resposta Audível) em um microcomputador (PC) instalado na área do Centro de Operações, na sede da AMPLA. O mesmo PC é utilizado para conter a placa URA e o programa de recepção das informações dos monitores de interrupção. Na Figura 15 é mostrado como será a interface do sistema de monitoração. COD será o ponto 1001 da ASDU 120 está aberto e sua comunicação é normal, o que significa que aquele monitor realizou o auto-teste no tempo esperado, e que ligou às 10:35 hs do dia 01/01/2006, indicando falta de energia. Este evento fica registrado em outra tabela, que é gravada em arquivo em disco (LOG). TABELA I EXEMPLO DOS DADOS DE CADASTRO Figura 15 Sistema de comunicação do monitor de interrupção Os monitores de interrupção fornecem como informação a queda de tensão e o seu restabelecimento, através de ligações telefônicas para a URA. Além disso, faz uma ligação periódica de teste (usualmente a cada 15 dias este intervalo é configurável). Se esta ligação não ocorrer, a Central de Monitoração interpreta como falha na comunicação daquele Monitor. A maneira encontrada para transformar estas informações usando o protocolo T101 foi criar dois pontos binários para cada Monitor. Um ponto binário indica a presença ou ausência de tensão na linha de distribuição elétrica, e outro ponto indica falha ou normalidade da comunicação daquele monitor. Na Figura 16 é mostrado o conversor do protocolo T101. Campo Dado Telefone Endereço Rua. Certa, nº1 Circuito (alimentador) Chave do Ramal CH1234 Número do transformador T444 Obs. Estado ligado Auto-teste S Tempo 01/01/ :35:02 VIP N Tipo de ligação Ramal Endereço ASDU 120 Número do ponto 1001 Neste projeto, o software a ser utilizado para o recebimento e tratamento das informações dos equipamentos supervisionados remotamente é o mesmo já utilizado pela AMPLA no controle do seu sistema de supervisão de subestações, através de desenvolvimentos complementares, realizados pelos responsáveis deste sistema na empresa. Para o controle dos monitores de interrupção, foi desenvolvido um sistema composto de três partes principais: Software de recepção Software de visualização e controle de cadastro Banco de dados Estas partes são instaladas na central de recepção, onde está instalada a URA, e através do conversor T101 os dados são enviados para o sistema corporativo da empresa. O programa de recepção é iniciado automaticamente toda vez que o computador é ligado, e permanece minimizado. Na Figura 17 tem-se uma visão da janela do programa, quando o mesmo é maximizado. Figura 16 Detalhe do adaptador do protocolo T101 Os protocolos de automação, como o T101, podem transportar informação do tipo entrada binária. Abaixo está um exemplo do que deve constar nas tabelas dentro do gerenciador de monitores. A informação entendida pelo Figura 17 - Tela do programa de recepção Este programa mostra um arquivo de log dos eventos de recepção, à medida que os mesmos vão ocorrendo. Na primeira vez que o programa é executado, é necessária a configuração do sistema de sinalização do serviço de iden-

9 9 tificação de chamadas fornecido pela companhia telefônica. Para isto, deve-se escolher a opção: Configurações -> Recepções na barra de tarefas. Esta opção abrirá uma janela como mostrada na Figura 18. evento de retorno for recebido, o evento de queda correspondente será apagado e será criada uma nova ocorrência finalizada. Para gerenciar o cadastro de clientes, deve-se selecionar a opção Arquivo-> Cadastro de Clientes, o que abre a janela mostrada na Figura 20. Clientes são os consumidores que concordaram em compartilhar a sua linha telefônica com o monitor. Ao se cadastrar um novo monitor, deve-se sempre garantir que o par remota/ponto elétrico seja único, pois este par é o identificador para o protocolo T101. Figura 18 Janela de configuração da recepção Os dois tipos de protocolos reconhecidos são DTMF e R2MF. Nesta janela também é possível configurar o intervalo de dias após o qual um monitor que não ligue é considerado inativo. Mesmo quando não ocorre nenhum evento, o monitor liga para a central em um período pré-determinado, para sinalizar que está funcionando corretamente. Os monitores que não ligam durante o intervalo determinado são considerados inativos. O programa de visualização é o responsável pela visualização dos eventos e gerenciamento do cadastro. Na parte inferior têm-se as ocorrências finalizadas, ou seja, eventos de queda de energia que já tiveram um retorno correspondente, conforme a Figura 19. Pode-se escolher a visualização em um intervalo de tempo e para um telefone específico. Os itens deixados em branco têm o significado de todos. Isto é, não é feita a filtragem do campo em branco. O item aviso sonoro faz com que o sistema emita um aviso sonoro toda vez que um novo evento ocorrer. Figura 20 Janela de cadastro de clientes Estão disponíveis dois tipos de relatórios, de cadastro e de eventos. O relatório de cadastro é aberto através da opção Relatórios -> Cadastro, que abre uma janela similar à da Figura 21. Através desta janela é possível imprimir o relatório de cadastro. Figura 21 Relatório de cadastro de clientes Figura 19 Janela principal do programa de visualização Sempre que um novo evento ocorre, o software de recepção manda uma notificação ao software de visualização, que mostra o evento recebido. Se o evento for de queda de energia, este será mostrado no campo de ocorrência em andamento, na parte superior da Figura 19. Sempre que um A escolha do item Relatórios -> Período abre a janela da Figura 22. Os tipos de relatórios disponíveis são: Finalizadas: Mostra as ocorrências finalizadas do período. Testes: Ocorrências de teste são ligações realizadas pelos monitores em um intervalo determinado de dias, para sinalizar que estão funcionando. Inativos: Mostra uma listagem dos monitores que não

10 10 ligaram nenhuma vez durante o período de teste. Após se escolher o tipo de relatório e o período do mesmo, uma janela como mostrada na Figura 19 é aberta. Figura 22 Escolha do tipo de relatório Figura 23 Relatório dos eventos do período V. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Resolução ANEEL no 024, de 27 de janeiro de [2] Portaria nº. 046, de 17 de abril de [3] Eletrobrás, Desempenho de Sistemas de Distribuição, Vol três, Ed. Campus. [4] JOÃO MAMEDE FILHO - Manual de equipamentos Elétricos --Vol 1 e 2 - Ed. LTC - Livros Técnicos e Científicos - Rio de Janeiro [5] ROEPER R, Correntes de Curto Circuito Trifásicas - Siemens, Ed Nobel, S.P [6] GAMVRELIS T. and GELBEIN L., Autosectionalizing System Reduces Effect of Power Outages, T&D World Expo Proceedings (USA), [7] PAEGLE E, BENELLI D A., Localização de Defeitos Através de Indicadores de Falta, Revista Eletricidade Moderna (Brazil), March 1995, pp (in Portuguese). [8] LANA LEITE, J. R.; FERREIRA F., A.; OLIVEIRA, M. A., "Uma Metodologia para Avaliação dos Custos de Interrupção e de Eventos de Qualidade da Energia" VI SBQEE, Belém-PA, agosto de [9] LIPPMANN JR, L.; SIMÕES J. O.; REICHEL A G, ZAMBENEDETTI V. C., "Electric Power Monitoring Device" - III IMACS International Multiconference On Computer And Systems (IEEE), Progress in Simulation, Modeling, analysis and Synthesis of Modern Electrical and Electronic Devices and System Volume pp , Athens, Greece, July [10] ZAMBENEDETTI V. C., KLIMKOWSKI M., FRISCH A C., "Sistema de Localização de Faltas em Redes de Distribuição Utilizando um Sensor de Baixo Custo", Anais do III CONLADIS Congresso Latino- Americano de Distribuição de Energia Elétrica, USP -São Paulo, Brasil, setembro [11] ZAMBENEDETTI V. C. "Sistema de localização de faltas em redes de distribuição", Anais do I Simpósio de Automação da Distribuição, disquete 2, Natal-RN, novembro [12] ZAMBENEDETTI V. C., KLIMKOWSKI M. DA SILVA R., KLINGUELFUS M. C.. "Sistema de localização de faltas em trechos da redes de distribuição com sensor de baixo custo", Anais do Congresso Interamericano de Distribuição (SINDIS-CIER), Equador, outubro [13] ETO J, The Economic Cost of Power Interruptions to U.S. Electricity Consumers DOE Energy Storage System Program, Berkeley USA, november O banco de dados utilizado é o MSDE da Microsoft. Normalmente não é necessária a interação direta com o banco de dados, sendo todo o acesso aos dados realizado pelos programas aplicativos desenvolvidos para este projeto. IV. CONCLUSÕES Dois fatores principais que atrasaram a modernização tecnológica das redes de distribuição foram: a dificuldade de mensurar os efeitos da automação em termos de valores do índice DEC; e o baixo retorno do investimento nestas tecnologias, considerando o retorno somente sob a ótica da recuperação de parcela da energia não vendida durante as interrupções. Atualmente, dentro da nova legislação de qualidade de energia, a ultrapassagem de limites de índices fixados para conjunto de consumidores é passível de multas, gerando o risco qualidade. Como a continuidade é o fator de maior risco, e as redes de distribuição contribuem com o maior percentual na formação destes indicadores, a metodologia e o programa disponibilizados contribuem com uma inovação nas práticas de planejamento de automação em redes de distribuição, no controle do risco qualidade.