GRUPO IV GRUPO DE ESTUDOS DE ANÁLISE E TÉCNICAS DE SISTEMAS DE POTÊNCIA GAT

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1 GAT a 26 de Outubro de 2001 Campinas - São Paulo - Brasil GRUPO IV GRUPO DE ESTUDOS DE ANÁLISE E TÉCNICAS DE SISTEMAS DE POTÊNCIA GAT AVALIAÇÃO DAS POTENCIALIDADES DE APLICAÇÃO DE UM CONTROLE SECUNDÁRIO COORDENADO DE TENSÃO EM SISTEMAS DE SUB-TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Flávio A. Becon Lemos Juliano S. Freitas Luis C. Werberich Mauro A. da Rosa GSEE PUCRS CEEE RGE Rio Grande Energia RESUMO operação dos sistemas. A separação das atividades de geração, transmissão e distribuição estabelece a cada Este artigo apresenta uma proposta para um controle segmento a necessidade de conhecimento e secundário coordenado de tensão aplicado em um sistema de subtransmissão e distribuição de energia pertencente a uma concessionária do sul do Brasil. Foi selecionada uma área do sistema e utilizando-se os princípios do controle secundário de tensão foram selecionados 2 LTC s para compor o controle e duas barras piloto para terem suas tensões monitoras. As ações de controle são executadas sobre a posição do tap dos LTC s utilizando-se informações locais (sistema de distribuição) e regionais (sistema de subtransmissão). Adicionalmente foram analisadas ações de bloqueio de tap de LTC como ação de controle. O objetivo do controle foi a redução de perdas ativas e do fluxo de reativos, para condições normais e de emergência. Foram realizadas análises com o objetivo de avaliar o desempenho em regime permanente do esquema de controle proposto, sendo identificação dos custos associados a cada atividade, de modo que estes custos possam ser adequadamente tratados e minimizados. Neste cenário, a minimização das perdas, o controle da potência reativa e a manutenção do perfil de tensão do sistema em níveis seguros são fatores essenciais para as empresas, ainda mais se for considerado que o provimento de potência reativa é um serviço ancilar, o qual quando for regulamentado deverá ser remunerado. A maneira de melhorar e otimizar a operação e o desempenho do sistema é implementar esquemas automatizados e coordenados de controle da tensão e da geração de potência reativa. Desta forma, procedimentos que até então vem sendo executados de forma manual e baseados na experiência de operadores deverão ser automatizados localmente e coordenados através de um centro de gerenciamento do sistema. que os resultados obtidos demonstram as vantagens e potencialidade da proposta. PALAVRAS-CHAVE Controle Secundário Coordenado de Tensão Estabilidade de Tensão Análise de Perdas INTRODUÇÃO A reestruturação do setor elétrico brasileiro vem acompanhada de um aumento nas exigências da qualidade da energia fornecida e do atendimento com qualidade e continuidade. A edição de normas reguladoras rígidas por parte da ANEEL, com exigências de uma operação segura e eficiente, aliada à garantia de uma rentabilidade do negócio de venda de energia por parte das concessionárias, as quais querem maximizar seus lucros, impõe desafios aos profissionais responsáveis pelo planejamento e Os problemas que ocorrem com a tensão são predominantemente locais ou regionais, para tanto, uma forma de solucionar adequadamente estes problemas é dotar estas regiões de um nível mínimo de automação. Espera-se que o sistema coordene as ações locais dos equipamentos, para que exista um aumento do controle de tensão dentro de diferentes áreas da rede de sub-transmissão e distribuição, de forma a melhorar o uso das reservas de potência reativa, reduzir as perdas ativas do sistema e o fluxo de reativos e aumentar as margens de estabilidade de tensão dentro dos padrões de segurança [1]. A literatura apresenta vários trabalhos relacionados ao Controle Secundário de Tensão (CST) e ao Controle Coordenado de Tensão/Potência Reativa (CCTPR). Alguns artigos apresentam estratégias de controle e Autor para contato: Flávio A. Becon Lemos, PUCRS/DEE/GSEE, Av. Ipiranga 6681, Prédio 30 Partenon Porto Alegre, RS CEP lemos@ee.pucrs.br Telefone : Fax:

2 relatam os resultados da sua implantação, como é o caso da referência [2], a qual apresenta a estratégia de controle de tensão do sistema francês. Nas referências [3-4] é apresentada a filosofia hierárquica e os esquemas de controle implantados no sistema italiano. Uma experiência da utilização do controle secundário de tensão no sistema espanhol é descrita em [5]. Em [6] são descritos e comentados os esquemas de controle de tensão aplicados no sistema Belga. Em [7-8] são apresentados alguns estudos preliminares dos benefícios de uma aplicação de controle secundário de tensão em relação ao aumento das margens de estabilidade de tensão e segurança do subsistema chamado de Área Rio. O problema do controle centralizado de tensão/potência reativa e da sua inserção em centros de gerenciamento da distribuição (DSM Distribution Management System) é abordado por várias publicações, sendo que seu interesse vem aumentando consideravelmente em função das novas exigências do sistema elétrico. Em [9-10] são apresentados algoritmos de controle para a função de CCTPR. A descrição de um projeto piloto de implantação e operação de um CCTPR é relatado em [11]. A referência [12] aborda questões dos aspectos práticos da análise em tempo real de sistemas de distribuição para operação em condições normais e de emergência. As referências [13-14] abordam a importância de ter-se um mecanismo de controle coordenado de tensão/potência reativa do sistema de transmissão em um sistema elétrico desregulamentado, onde a análise do custo relacionado ao serviço de tensão deve ser considerado na formação do preço da energia. Este artigo está dividido em 5 seções: na seção 2 é apresentada a teoria do controle secundário de tensão e descreve-se o controle coordenado de tensão/potência reativa. A estratégia de controle desenvolvida neste trabalho é apresentada na seção 3. Na seção 4 apresenta-se os resultados preliminares do projeto. A seção 5 apresenta as principais conclusões 2.0 CONTROLE DE TENSÃO Níveis Hierárquicos A organização clássica do controle coordenado de tensão pode ser dividida em três níveis: primário, secundário e terciário. Estes níveis são separados em áreas que podem ser locais, regionais e globais e também são separados em termos de tempo que pode variar de segundos até muitos minutos. Cada um destes níveis tem um papel específico na ação destes controles. A Figura 1 mostra graficamente esta classificação. Terciário Secundário Primário Local segundos minutos Regional horas Global Figura 1 Níveis Hierárquicos de um Controle Coordenado de Tensão O nível primário ou local consiste na atuação dos reguladores de tensão que estão instalados nos geradores. Estes reguladores são usados universalmente. Eles mantém a tensão nos terminais dos geradores no nível dos valores especificados por um operador ou um nível de controle superior. O nível de controle primário atua extremamente rápido dentro de poucos segundos. O nível secundário ou regional tem como objetivo principal o ajuste e a manutenção do perfil de tensão dentro da sua área de atuação. Ações de controle neste nível são efetuados pela compensação de reativos através de capacitores, indutores, compensadores estáticos de tensão e transformadores com mudança de tap sob carga (LTC). Definições e implementações do controle secundário de tensão são dependentes da filosofia de cada fim de utilização. Este controle atua em uma faixa de tempo que varia entre trinta segundos e alguns minutos. O nível terciário ou global tem como principal função determinar um perfil de tensão otimizado para a rede de transmissão e para o controle secundário de tensão, de acordo com critérios econômicos e de segurança, de modo a garantir a integridade dos elementos do sistema. Para isto é usado um algoritmo de otimização de fluxo de potência. O tempo de atuação deste controle fica na faixa de dezenas de minutos O Controle Coordenado de Tensão/Potência Reativa O desenvolvimento de controles coordenados de tensão/potência reativa (CCTPR) regionais, integrados com estratégias de controle secundário de tensão (CST), deve ser considerado dentro de um sistema global de controle automatizado de tensão. A necessidade de controles regionalizados que atuem em sistemas de sub-transmissão e distribuição de energia explica-se pela grande quantidade de informações, tais como: topologia da rede (alimentadores, chaves, linhas de transmissão, etc), filosofia operacional, sistema supervisório, características diversas dos dispositivos

3 que estarão sob controle, característica da carga, estrutura do controle entre outras. Os objetivos mais comuns de um CCTPR podem ser classificados como: assegurar a operação do sistema sem que haja violação dos limites de qualquer variável (tensão, corrente), sendo que o segundo objetivo depende da filosofia da operação, qual seja, reduzir as perdas ativas, melhorar o perfil de tensão, diminuir o fluxo de reativos na área e melhorar as margens de estabilidade de tensão. Na concepção de um esquema de CCTPR, para uma efetiva e bem sucedida operação, os níveis hierárquicos devem ser divididos em primário e secundário, de forma semelhante a que é executada no sistema considerando transmissão - geração. A seguir apresenta-se uma breve descrição sobre estes controles. Controle Primário Também conhecido como controle local, atua diretamente sobre o tap dos transformadores com mudança de tap sob carga (LTC) e sobre a posição (on - off) das chaves dos bancos de capacitores através de relés. No esquema proposto esta ação passa a ser executada por Controladores Lógicos Programáveis (CLP). Os ajustes para estes controladores são obtidos através de estudos off-line para condições típicas de operação que asseguram que as variáveis elétricas de interesse mantenham-se dentro de uma faixa segura de operação. Os controladores possuem características comuns de operação que devem ser cuidadosamente avaliadas no processo de coordenação, tais como bandas mortas, limitadores e atrasos de tempo. Controle Secundário é um controle regional, integrado com o sistema SCADA, suportado por um conjunto de regras operacionais e de aplicativos computacionais que rodam em tempo real em um centro de gerenciamento da distribuição (DSM Distribution System Management) e técnicas de otimização, as quais interagem na busca da melhor combinação de ajustes de acordo com a função objetivo selecionada (melhorar o perfil de tensão, reduzir as perdas ativas, etc). Para o sistema de transmissão é necessário somente amostrar a tensão na barra de alta da subestação sob controle A ESTRATÉGIA DE CONTROLE Este artigo descreve a primeira fase e os desenvolvimentos suplementares associados ao projeto de pesquisa e desenvolvimento do convênio RGE e GSEE-PUCRS, no âmbito do plano de P&D da ANEEL. O projeto âncora está subdividido em quatro fases: na primeira fase foi realizada a avaliação em regime permanente dos benefícios de implantação de um sistema coordenado de tensão no sistema RGE; na fase dois será realizada a análise de ações de controle e a avaliação dinâmica do comportamento do sistema; na terceira fase será realizada a especificação das condições necessárias e o desenvolvimento de algoritmos de controle em tempo real; finalmente, na última fase será executada a implantação de um sistema piloto. A primeira parte da pesquisa pode ser dividida em quatro fases principais:! Seleção da área de controle e dos dispositivos que fazem parte do sistema coordenado de tensão;! Escolha das estratégias e ações de controle;! Determinação das barras piloto para monitoração das tensões;! Simulações em regime permanente das ações coordenadas de controle sobre os LTC s selecionados. Adicionalmente foram simuladas condições de bloqueio de tap dos transformadores de distribuição (69/13,8 kv) para condições de emergência. Usando os princípios do controle coordenado de tensão o sistema RGE foi dividido em áreas regionais de controle, utilizando para isto um estudo de sensibilidade de tensão/potência reativa das áreas candidatas. Foi escolhida como área piloto um subsistema chamado de Caxias, o qual é composto de 23 barras, 8 LTC s e 5 transformadores com tap fixo e 7 bancos de capacitores. Este sistema é alimentado através de duas linhas de 230 kv. Um diagrama unifilar deste sistema é mostrado na Figura 2. FAR-230 FAR1-13 FAR2-13 FAR-69 PILOT BUS FRA-69 FLZ-69 DRBGO-69 FLZ-23 NPE-69 NPE-23 FRA-69 TRA-69 DRTRA-69 BGO1-69 BGO2-69 BGO1A-13 BGO1B-13 BGO2-13 CBA-69 CBA-13 GAR-230 GAR-13 Figura 2 - Diagrama Unifilar do Subsistema Caxias GAR-69 Como parte dos requisitos para simulação do controle secundário, as barras de FAR 69 kv e GAR 69kV foram escolhidas como piloto. Os LTC conectados a estas barras, os quais interligam o sistema de transmissão com o de subtransmissão (230/69 kv), fazem parte do controle coordenado de tensão (ações sobre os tap) e tem suas tensões monitoradas pelas barras piloto. A Figura 3 apresenta um esboço do esquema de controle proposto. PILOT BUS

4 LT Controle Local FAR 69 KV SUB-SISTEMA CAXIAS CENTRO DE CONTROLE REGIONAL SISTEMA RGE SISTEMA INTERLIGADO GAR 69 KV Controle Local LT Condições Normais de Operação Para as condições normais de operação foi considerada a situação onde o a tensão da barra de FAR 69kV é fixa e a tensão da barra de GAR 69kV é variável dentro da faixa segura de operação, entre 0,9 e 1,05 pu. A situação oposta, isto é, GAR 69kV fixo e FAR 69kV livre não apresenta resultados satisfatórios. A Figura 4 apresenta os resultados quando é considerado um nível de carga pesada de 370 MW. Para esta situação a tensão em FAR 69kV é fixada em pu e a tensão em GAR 69kV é deixada livre. Figura 3 - Estratégia e laços do controle proposto As ações sobre os LTC s devem ser coordenadas para permitir um controle efetivo e seguro sobre o subsistema Caxias, a fim de que possam ser atingidos os objetivos do controle que são a redução das perdas ativas e do fluxo de reativos. Além disso, as ações de controle devem ser efetivas tanto para operação normal quanto para condições de emergência. 4.0 RESULTADOS PRELIMINARES As vantagens da aplicação de um esquema de controle coordenado de tensão em sistemas de subtransmissão e distribuição de energia foram avaliadas em uma empresa de distribuição chamada RGE (Rio Grande Energia S.A), a qual atende a área norte nordeste do estado do Rio Grande do Sul. O número de consumidores atendidos é de aproximadamente consumidores com uma carga máxima de MW. Esta empresa está dividida em subsistemas regionais, sendo que para o objetivo do projeto foi selecionado o subsistema Caxias. Esta área possui aproximadamente consumidores, com um pico de carga de 370 MW. Para a realização deste trabalho foram considerados três níveis de carga:! Carga pesada de 370 MW (Período de 4 horas);! Carga média de 315 MW (Período de 8 horas);! Carga leve de 166 MW (Período de 12 horas). Foi utilizado o modelo estático polinomial para representar a demanda, sendo a parte ativa composta por 60% potência constante e 40% impedância constante e a parte reativa representada por 100% impedância constante. Os objetivos do controle foram a minimização das perdas ativas e do fluxo de reativo no subsistema Caxias em condições normais e sob contingência, mantendo as tensões nas barras selecionadas dentro de faixas seguras de operação. A fim de ilustrar os ganhos da aplicação da ação do controle secundário coordenado de tensão foram realizadas várias simulações de regime permanente. Os resultados destas simulações são apresentados a seguir. Fluxo Reativo Total (MVAr) Tensão na Barra - GAR 69 kv (pu) Perdas (MW) Reactive Fluxo Reativo Flow (MVAr) (MVAr) Figura 4 - Tensão em Far 69 kv fixada e livre em GAR 69 kv. Carga Pesada. Para o nível de carga média de 315 MW (Figura 5) e carga leve de 166 MW (Figura 6), a tensão em FAR 69 kv é fixada em e pu, respectivamente, ficando a tensão em GAR 69 kv livre. Fluxo ReativoTotal (MVAr) Fluxo Reativo Total (MVAr) Fluxo Reativo (MVAr) Perdas Tensão na Barra - GAR 69 kv (pu) Figura 5 - Tensão em Far 69 kv fixada e livre em GAR 69 kv. - Carga Média Fluxo Reativo (MVAr) Tensão na Barra - Garibaldi 69 kv (pu) Figura 6 - Tensão em Far 69 kv fixada e livre em GAR 69 kv. Carga Leve Perdas Perdas Ativas (MW) Perdas (MW) Perdas (MW)

5 A Tabela 1 sintetiza os ajustes dos níveis de tensão nas barras de controle em função do carregamento que reduzem os níveis de perda ativa e de fluxo de reativos. Tabela 1 Tensão em Função do Carregamento Carregamento Faixa de Tensão em GAR 69 kv Tensão em FAR 69 kv Mínimo Máximo Fixa Pesado (370 MW) 1,035 1,050 1,050 Médio (315 MW) 1,020 1,030 1,030 Leve (166MW) 0,980 0,990 0,980 Além da estratégia do controle coordenado de tensão atuando sob os tap dos LTC de FAR e GAR, foi simulada a condição de bloqueio do LTC de BGO1. Este tipo de ação de controle auxilia o sistema a encontrar um ponto de operação seguro beneficiado pela reação de alívio de carga devido ao seu modelo. A Figura 8 mostra os resultados da redução das perdas e a Figura 9 a redução do fluxo de reativos, quando são consideradas as ações de bloqueio e operação livre do tap do LTC de BGO1. A Tabela 2 apresenta uma análise da redução de perdas ativas obtidas com a aplicação da estratégia de controle proposta, para operação normal Perda da LT Garibaldi-Bento Gonçalves2 69 kv Tabela 2 Análise de Perdas Análise de perdas (MW ) Período de carga Perdas máxima média leve total % não otimizadas otimizadas tempo (horas) perdas (MW) tap fixo tap livre Ganho (MW ) Ganho (MW h) Custo MW h (set/2000): R$ (máx e média) R$ (leve) Ganho diário: R$ 1.547,20 Ganho mensal: R$ , tensão em Garibaldi 69 kv (pu) Figura 8 Perdas ativas para ação de bloqueio no tap do LTC BGO1 para perda da LT GAR-BGO Perda da LT Garibaldi-Bento Gonçalves2 69 kv Condições de Emergência A fim de avaliar o desempenho do CSTC sob condições de emergência, foram avaliadas as seguintes contingências de primeira ordem considerando perda linha: GAR BGO2, GAR CBA, FAR BGO1 e FAR - CBA fluxo com tap livre (MVAr) tap livre tap fixo fluxo com tap fixo (MVAr) Como forma ilustrativa, apresenta-se a seguir uma análise da perda da LT GAR - BGO2 69 kv. Na Figura 7 podem ser visualizadas a redução de perda ativa e do fluxo de reativos quando o esquema de controle proposto está ativo. Nota-se que mesmo sob condições de emergência o controle coordenado de tensão é eficiente e seguro. Fluxo ReativoTotal (MVAr) Perda da LT GAR-BGO2 69 kv Tensão na Barra - GAR 69 kv (pu) Fluxo Reativo (MVAr) Perdas Figura 7 Perdas ativas e fluxo de reativos para perda da LT GAR-BGO Perdas Ativas (MW) tensão em Garibaldi 69 kv (pu) Figura 9 Fluxo de reativos para ação de bloqueio no tap do LTC BGO1 para perda da LT GAR-BGO2 Analisando-se os gráficos das Figuras 8 e 9 verifica-se o bloqueio do tap do LTC de BGO1 mostrou-se efetiva como uma ação de controle dentro do esquema de controle coordenado de tensão proposto. CONCLUSÃO Os resultados preliminares obtidos da simulação em regime permanente do esquema de controle secundário coordenado de tensão/potência reativa mostram-se promissores para sua implantação no sistema piloto da RGE. Os benefícios em relação a redução de perdas ativas e do fluxo de reativos são claramente demonstradas, bem como as vantagens em manter um perfil de tensão otimizado para condições normais e de emergência. A estratégia de controle foi baseada na 44.45

6 atuação sobre o controle dos taps dos LTC s das barras de GAR 69kV e FAR 69 kv, sendo que a condição de operação segura e de melhor desempenho é obtida quando a tensão é fixada na barra FAR 69 kv e livre na barra GAR 69 kv. Esta condição de operação mostrou-se efetiva tanto para condições normais de operação quanto para condições de emergência, onde foram selecionadas situações críticas de perdas de linhas de subtransmissão. Em relação as perdas ativas a redução foi na ordem de 23,4%, o que eqüivale a 1,1 MW ou 9,2 MWh em um período de 24 horas. Além disso, a adoção da estratégia de bloqueio do tap do LTC da barra de BGO1 para condições de emergência mostrou-se adequada para manter o sistema operando dentro de uma faixa segura de operação. BIBLIOGRAFIA (1) Markushevich, N. S., Voltage and Var Control in Automated Distribution System. Third International Symposium of Distribution Automation and Demand Side Management, FL, USA, pp (2) Paul, J.P., Léost, J.Y., Tesseron, J.M. Survey of the Secondary Voltage Control in France: Present Realization and Investigations, IEEE Transactions on Power Systems, Vol.2, pp , May (3) Corsi, S., Marannino, P., Losignore, N., Moreschini, G., Piccini, G., Coordination between the Reactive Power Scheduling Function and the Hierarchical Voltage Control of the EHV ENEL System, IEEE Transactions on Power Systems, Vol.10, No.2, pp , May (4) Corsi, S., The Secondary Voltage Regulation in Italy. Panel Session on Power Plant Secondary Voltage Control, IEEE/PES Summer Meeting, Seattle, WA, July (5) Sancha, J. L., Fernandez, J. L., Cortes, A., Abarca, J. T. Secondary voltage Control: Analysis, solutions and Simulation Results for The Spanish Transmission System. IEEE Trans. on Power System, Vol.11, N02, May (6) Van Hecke, J., Janssens, N., Deuse, J. and Promel, F. Coordinated Voltage Control Experience in Belgium. CIGRE, , Paris, August (7) Taranto, G., Martins, N., Martins, A.C.B., Falcão, D.M., Santos, M.G., Benefits of Applying Secondary Voltage Control Schemes to The Brazilian System. IEEE/PES Summer Meeting, Seattle, WA, July (8) Taranto, G. N., Martins, N., Falcão, D. M. e Martins, A. C. B. Controle Secundário de Tensão, Suas Vantagens e Limitações. Resultados Hipotéticos de sua Utilização na Área Rio. XV SNPTEE, GAT/ a 22 de Out. de Foz do Iguaçu. PR. (9) Roytelman, I. and Ganesan, V., Coordinate Local and Centralized Control in Distribution Management Systems. IEEE Trans on Power Delivery, Vol. 15, N0 2, pp , April (10) Roytelmen, L., Wee, B.K. and Lugtu, R.-L, Volt/Var Control Algorithm for Modern Distribution Management System. IEEE Trans. on Power System, Vol.10, N0 3, pp , (11) Roytelman, I., Wee, B. K., Lugtu, R. L., Kulas, T.M. and Brossart, T., Pilot Project to Estimate the Centralized Volt/Var Control Effectiveness. IEEE Trans. on Power System, Vol.13, N0 3, pp , August (12) Roytelman, I. and Shahidehpour, S.M. Practical Aspects of Distribution Automation in Normal and Emergency Conditions, IEEE Trans. on Power Delivery, Vol. 8, No. 4, Oct (13) Fink, L.H., Van Son, P.J.M. On System Control Within a Restructured Industry, IEEE Trans. on Power Systems, Vol.13, No.2, pp , May (14) Lefebvre, H., Fragnier, D., Boussion, J., Mallet, P., Bultot, M., Advantages of Coordinated Secondary Voltage Control in Deregulated Enviroment. CIGRE, , Paris, August (15) Lemos, F. A. B., Werberich, L. C., Freitas, J. S. e Rosa, M. A. A New Approach of Coordinate Secondary Voltage Control Applied in Transmission and Sub-Transmission Level. Artigo aceito para apresentação no IEEE PICA, de 21 a 25 de maio de 2001, em Sydney, Austrália. DADOS BIOGRÁFICOS Flávio A. Becon Lemos, nascido em Santiago-RS em Eng. Eletricista pela UFSM em 1988, Mestrado e Doutorado em Eng. Elétrica pela UFSC em 1994 e 2000, respectivamente. Em 1996/97 foi pesquisador visitante no Brunel Institut of Power System, London UK. Eng. da CEEE entre os anos 1988 e 1991, professor da PUC-RS deste Suas áreas de interesse são: Estabilidade de Tensão, Controle Secundário de Tensão e Sistemas de Distribuição. Luis C. Werberich, nascido em Santa Maria-RS em Eng. Eletricista pela UFSM em 1978 e especialista em Eng. Elétrica pelo CCSE-UFSC em É Eng. sênior da CEEE desde Suas áreas de interesse são: Estabilidade e Controle de Sistemas de Potência e Dinâmica de Sistemas Elétricos. Juliano S. Freitas, nascido em Rio Pardo-RS em Aluno de graduação da PUC-RS. Sua área de interesse é: Controle Secundário de Tensão. Mauro A. da Rosa, nascido em Porto Alegre em Eng. Eletricista pela PUC-RS em 1998, atualmente cursando mestrado na PUC-RS. É Eng. da RGE desde 1999, onde atua no Departamento de Engenharia. Suas áreas de interesse são: Planejamento e Operação de Sistemas de Distribuição.