PROTEÇÃO BÁSICA SEP SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

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1 PROTEÇÃO BÁSICA SEP SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

2 ENTEC MINI CURSO INTRODUÇÃO a SISTEMA DE AUTOMAÇÃO EM SUBESTAÇÃO Prof. Eng. LÉCIO GONÇALVES DE MATOS 1

3 OBJETIVO SAS Mostrar que, diante dos conhecimentos atuais sobre as formas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, é necessário conhecer as normas e os Critérios de Projeto, das Subestações com Automação, conforme IEC

4 PROGRAMA ISAS (7) A Subestação SAS COS Sistema de Automação de Subestação Centro de Operação de Sistemas COMPOSIÇÃO SEP Comunicação IEDs IEC Smart Grids 4

5 ETIMOLOGIA SUBESTAÇÃO VO ELÉTRICA Subestação é o segmento de um sistema elétrico de potência (SEP), responsável pela interconexão entre : Usinas de geração de energia elétrica (05) Linha(s) de transmissão e redes de distribuição, Transformadores, disjuntores, seccionadores, TIs, indutores, capacitores e... Pontos de utilização, localizada em uma área territorial pré-determinada e composta por um conjunto de instalações e equipamentos com funções específicas, que... São concebidas de forma a proporcionar a utilização da energia elétrica com a máxima confiabilidade e segurança. 5

6 ETIMOLOGIA CLASSIFICAÇÃO : Quanto à FUNÇÃO (05); Quanto ao NÍVEL DE TENSÃO (03); Quanto ao TIPO DE INSTALAÇÃO (02); Quanto à forma de operação (03). 6

7 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 1) SUBESTAÇÃO ELEVADORA 2) SUBESTAÇÃO ABAIXADORA 3) SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO 4) SUBESTAÇÃO DE MANOBRAS 5) SUBESTAÇÃO CONVERSORA 7

8 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 1) SUBESTAÇÕES ELEVADORAS - at 8

9 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 1) SUBESTAÇÕES ELEVADORAS - MT 440 V 13,8 KV 9

10 10 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 2) SUBESTAÇÕES ABAIXADORAS

11 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 3) SUBESTAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO 13,8 kv 230 kv 11

12 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 4) SUBESTAÇÕES DE MANOBRA 12

13 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 5) SUBESTAÇÕES CONVERSORAS Associadas a sistemas de transmissão em CC HVDC (SE Retificadora e SE Inversora) ITAIPU RETIFICADORA IBIÚNA INVERSORA 12 13

14 14

15 15

16 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 1) SUBESTAÇÃO DE MÉDIA TENSÃO 2) SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO 3) SUBESTAÇÃO DE EXTRA ALTA TENSÃO 16

17 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO faixas de tensão SEP Os níveis de tensões praticados no Brasil são: 765 kv, 750 kv, 600 kvdc, 525 kv, 500 kv, 440 kv, 345 kv, 300 kv, 230 kv, 161 kv, 138 kv, 132 kv, 115 kv, 88 kv, 69 kv, 34,5 kv, 23 kv, 13,8 kv, 440 V, 380 V, 220 V, 127 V. 17

18 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 18

19 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 19

20 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 20

21 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 21

22 CLASSIFICAÇÃO QUANTO AO TIPO DE INSTALAÇÃO SUBESTAÇÕES DESABRIGADAS (A CÉU ABERTO) SUBESTAÇÕES ABRIGADAS (EM INTERIORES) 22

23 23

24 24

25 25

26 SUBESTAÇÕES EM INTERIORES 26

27 27

28 28

29 SF6 SF6 29

30 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJOS DE BARRAMENTOS As configurações dos barramentos de uma SE influem na sua flexibilidade: Quanto à operação Quanto à manutenção Barramentos CONTÍNUOS Não existem particionamentos ou interrupções do barramento. Barramentos SECCIONADOS Constituídos por duas ou mais seções interligadas por chaves ou disjuntores. Cada seção pode atender um ou mais consumidores. 30

31 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJO DE BARRAMENTO SIMPLES A subestação possui uma só barra de AT ou MT. São usadas em pequenas SEs; Baixa confiabilidade; Falhas ou manutenção no barramento implicam na perda total do sistema; Manutenção nos dispositivos do sistema requerem a desenergização das linhas ligadas a eles. 31

32 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJO DE BARRAMENTO SIMPLES SECCIONADO 52L 52L Nos casos em que o barramento é seccionado, pode haver manutenção de trechos do mesmo sem a interrupção de todos os consumidores. 32

33 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJO DE BARRAMENTO PRINCIPAL E TRANSFERÊNCIA 52L 52BT Oferece um bom plano de manutenção; Energização do barramento de transferência através do disjuntor de interligação; Possibilidade de manutenção de um dos barramentos mantendo-se as cargas no outro barramento, ainda que com limitações de proteção. 33

34 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJOS DE BARRAMENTOS DUPLOS Este esquema apresenta dois barramentos principais ligados a cada uma das linhas de transmissão de entrada; Possibilitam um bom plano de manutenção devido à presença dos dois barramentos; Aumento da confiabilidade do sistema; Falhas em um barramento não afetam o outro. 34

35 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJOS DE BARRAMENTOS TRIPLOS PARQUES EÓLICOS 35

36 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJOS DE BARRAMENTOS EM ANEL Possibilitam boa flexibilidade para manutenção de disjuntores sem interrupção do fornecimento de energia. 36

37 Barra Simples Arranjo Confiabilidade Custo Área Disponível Barra Principal e de transferência Barra Dupla, Disjuntor Simples Barra Dupla, Disjuntor Duplo - X - Barra Dupla, Disjuntor e Meio Menor confiabilidade Falhas simples podem ocasionar o desligamento completo da SE Baixa confiabilidade Semelhante à da barra simples, porém, uma melhor flexibilidade na operação e manutenção Confiabilidade Moderada Alta Confiabilidade Falhas simples isolam apenas um circuito Barra em Anel - X - Menor custo Menor número de componentes Custo Moderado Poucos componentes Custo Moderado Número de componentes um pouco maior Custo Elevado Número de componentes duplicado Custo Moderado Número de componentes um pouco maior Custo Moderado Número de componentes um pouco maior Menor área Menor número de componentes Pequena área e Poucos componentes Área moderado Número de componentes um pouco maior Grande área Dobro do número de componentes Grande área maior número de componentes por circuito Área Moderada Aumenta com o número de circuitos

38 CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO 1) SUBESTAÇÕES Operadas manualmente 2) SUBESTAÇÕES SEMI-AUTOMÁTICAS 3) SUBESTAÇÕES AUTOMATIZADAS 38

39 CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO 39

40 CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO 40

41 CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO 84 41

42 CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO Monitoração feito à distância. O acesso remoto aos equipamentos de proteção e supervisão nos permite fazer ajustes, alterar parâmetros e verificar ocorrências de defeitos com a mesma precisão como se estivéssemos no local, gerando uma melhoria do DEC. 42

43 COS CENTRO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA 43

44 COS - CENTRO DE OPERAÇÃO DE SISTEMAS 44

45 indicadores que aferem a qualidade DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora: indica o número de horas que, em média, as unidades consumidoras de determinado conjunto ficaram sem energia elétrica durante um determinado período: mensal, trimestral ou anual 45

46 indicadores que aferem a qualidade FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora: indica quantas vezes, em média, as unidades consumidoras de determinado conjunto sofreram interrupção; 45

47 indicadores que aferem a qualidade DIC Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora: quantidade de horas que o consumidor ficou sem energia elétrica; 45

48 indicadores que aferem a qualidade FIC Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora: quantidade de interrupções que o consumidor experimentou no período de apuração (mensal, trimestral ou anual); 45

49 indicadores que aferem a qualidade DMIC Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora: indica o número de horas da maior interrupção experimentada pelo consumidor no período de apuração. 45

50 SAS SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO OBJETIVO QUALIDADE NO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA; REDUÇÃO DA QUANTIDADE E TEMPO DE INTERRUPÇÃO; SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO EM TEMPO REAL; REDUÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS; CENTRALIZAÇÃO DE AÇÕES OPERATIVAS. 46

51 SAS SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO ELUCIDAÇÃO A OPERAÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO É BASTANTE COMPLEXA, PELO ELEVADO GRAU DE INCERTEZA E PELO GRANDE NÚMERO DE VARIÁVEIS QUE MANIPULA. AS DIVERSAS AÇÕES DE SUPERVISÃO E CONTROLE REQUEREM A PRESENÇA DE UM OPERADOR CAPAZ DE MANIPULAR VÁRIOS TIPOS DE DADOS E INFORMAÇÕES, RESPONDENDO ÀS SOLICITAÇÕES DE FORMA EFETIVA EM CURTO TEMPO. 47

52 HISTÓRICO SAS DÉCADA 50 TÉCNOLOGIA ANALÓGICA DÉCADA 60 TÉCNOLOGIA ESTÁTICA SISTEMA SCADA SUPERVISORY CONTROL AND DATA AQUISITION. DÉCADA 70 MINI E MICROCOMPUTADORES ATUANDO EM POUCAS TAREFAS. DÉCADA 80 MICROPROCESSADORES COM ALGORÍTMOS RÁPIDOS, PROCESSADORES DE SINAIS, PROCESSADORES LÓGICOS E PROCESSADORES DE COMUNICAÇÃO. DÉCADA 90 EXPLORAÇÃO DO CONCEITO DE APROVEITAMENTO DA INTELIGÊNCIA DISTRIBUIDA NAS SEs DIGITALIZADAS. 48

53 HISTÓRICO SAS DÉCADA 100 PROLIFERAÇÃO DOS INSTRUMENTOS DIGITAIS. smart, MP3, mensagens instantâneas, câmeras e celulares digitais. MATURIDADE DO SAS PROTEÇÃO, CONTROLE E MONITORAÇÃO DE SE. CONSOLIDAÇÃO DA IEC

54 275 kv x 225 MVA 51 50

55 51

56 53 52

57 54 53

58 55 54

59 56 55

60 57 56

61 58 57

62 59 58

63 60 59

64 61 60

65 IED Dispositivo Eletrônico Inteligente IED - Intelligent Electronic Device IED Dispositivo Eletrônico Inteligente 61

66 IED Dispositivo Eletrônico Inteligente São os principais componentes do sistema de automação elétrica IEDs são os componentes responsáveis por proteção e supervisão os equipamentos da rede elétrica 62

67 IED Dispositivo Eletrônico Inteligente DESENVOLVIMENTO HISTÓRICO DOS RELÉS eletromecânicos & estáticos & digitais 1970 XXX : 4ª geração estática - Digitais A aplicação da tecnologia digital teve início no final da década de 60 e início dos anos 70, com a introdução de microprocessadores nas áreas de supervisão e controle. Daí surgiu a 4ª geração de relés estáticos. A técnica de proteção digital está atualmente consolidada, mas continua sendo uma área de investigação ativa, tendo em vista o desenvolvimento dos microprocessadores. 63

68 IED Dispositivo Eletrônico Inteligente DEFINIÇÃO DE RELÉ DIGITAL Dispositivos de proteção SEP, gerenciados por microprocessadores desenvolvidos especificamente para este fim. Nestes relés, os sinais de entrada das grandezas elétricas e os parâmetros de ajustes são controlados por um software que processa a lógica de proteção através de um algoritmo simbólico e gráfico. DIGITAL NUMÉRICO Dispositivos de proteção SEP, gerenciados por microprocessadores desenvolvidos especificamente para este fim. Nestes relés, os sinais de entrada das grandezas elétricas e os parâmetros de ajustes são controlados por um software que processa a lógica de proteção através de um algoritmo simbólico, gráfico, numérico e intervalar. 64

69 TECNOLOGIA CONVENCIONAL VERSUS DIGITAL CONVENCIONAL Baixa confiabilidade Implementação individualizada Não integrável DIGITAL Boa confiabilidade Implementação integrada Integrável Testes no campo Estagnada Testes de bancada Em evolução 65

70 TECNOLOGIA CONVENCIONAL VERSUS DIGITAL Os relés digitais apresentam as seguintes vantagens em relação aos convencionais: Automonitoramento (autodiagnóstico); Detecção e diagnóstico de faltas; Melhor exploração do potencial das funções de proteção; Permite o desenvolvimento de novas funções e métodos de proteção; Compartilhar dados por meio de redes de comunicação; Proporciona melhor interface homem x máquina; Redução das interferências do meio ambiente nas condições operativas dos equipamentos; Adaptação aos requisitos funcionais operativos; Transferir e receber dados; Os custos são mais baixos. 66

71 TECNOLOGIA CONVENCIONAL VERSUS DIGITAL desvantagens Vida útil reduzida (10 a 15 anos), enquanto os convencionais possuem vida longa (acima de 30 anos); O hardware dos relés digitais avança rapidamente, tornando-os obsoletos; Constante atualização do EMC ; compatibilidade eletromagnética Predomina ainda a linguagem assembler, o que limita a intercambialidade de programas entre diferentes relés. 67

72 Análise de falha com DIGSI 4 I/A 1,50 1,00 0,50-0,00-0,50-1,00-1,50-2,00 U/V ,075-0,050-0,025 0,000 0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 iee il1 il2 il3-0,075-0,050-0,025 0,000 0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 t/s t/s ul1 ul2 ul3 Registros de Falta Sincronizada de ambos finais de linha 68

73 Diagrama vetorial das Condições de Pré-falta e falha 69

74 IED de Multifunção ABB 40 Unidade de perda de excitação 50IE - Energização Involuntária da Máquina 46 Unidade de desbalanceamento de corrente 24 Unidade de sobreexcitação 60 Unidade de balanço de corrente ou tensão 70

75 71

76 72

77 73

78 PERIGO A moça estava sofrendo alucinações, e pensou que estivesse atravessando uma ponte. Moradores do local viram a jovem em cima da torre e chamaram o serviço de emergência. Aparentemente, ela tentava atravessar um rio imaginário pela tal ponte. República Tcheca

79 PERIGO

80 NORMA IEC GRUPO DE 60 MEMBROS DE DIFERENTES PAISES (1995), oficializou a norma IEC CONSOLIDADO NO BRASIL (DÉCADA 100). 74

81 NORMA IEC Os objetivos definidos para o padrão foram: 1. Um protocolo único para subestação completa, considerando a modelagem de diferentes dados necessários para a subestação. 2. Definição de serviços básicos necessários para a transferência de dados de modo que todo o mapeamento de protocolo de comunicação possa ser feito com segurança. 3. Promoção de alta interoperabilidade entre sistemas de diferentes fornecedores. 4. A método comum / formato para armazenar dados completos. 5. Define teste completo necessário para o equipamento que está em conformidade com a norma. 75

82 NORMA IEC A IEC (International Electrotechnical Commission) é a organização líder no desenvolvimento de padrões internacionais para o setor elétrico e afins. A norma IEC foi desenvolvida recentemente para Sistemas de Automação de Subestações (SAS). A IEC permite a operação otimizada de todos os componentes integrados a um sistema de automação de subestação. Este processo ocorre devido à melhoria e desenvolvimento dos IEDs, onde podem ser agregadas funcionalidades específicas das funções de proteção e controle utilizando a rede local, alta velocidade nos dispositivos de comunicação, capacidade para aquisição de dados e medição, dentre outras. Com a norma IEC e a utilização da rede Ethernet, os sinais analógicos e digitais via fiação metálica são substituidos por dados que trafegam na rede de forma ágil e segura. 76

83 NORMA IEC Pacotes de mensagens ou telegramas podem ser enviados pela rede em tempo real como valores amostrados na rede ou mensagens GOOSE, sigla derivada de Generic Object Oriented Substation Event, ou seja, um Evento de Subestação Genérico Orientado a Objeto. PROTOCOLOS Conjunto de regras de comunicação (extensão de arquivo) 77

84 NORMA IEC A configuração da comunicação baseada na IEC é descrita através de 04 arquivos XML (extensible Markup Language) abaixo: SSD (System Specification Description): Possui a descrição dos dados de todo o sistema e contem o diagrama unifilar da subestação e todos os nós lógicos (funções) alocados; SCD (Substation Configuration Description): Arquivo gerado pela ferramenta de configuração do sistema, contendo as informações configuradas para a comunicação de toda a subestação; ICD (IED Capability Description): Arquivo gerado pela ferramenta de configuração do IED para informar suas características e funções; CID (Configured IED Description): Arquivo para ser carregado em determinado IED com as configurações habilitadas ou parametrizadas. 78

85 NORMA IEC Tipos de mensagem Tipos de mensagem V E R T I C A L Horizontal MMS (Manufacturing Message Specification) Tipo 1 Mensagens rápidas; Tipo 1A Trip; Tipo 2 Velocidade média; Tipo 4 Dados em rajada (raw data) ou SV sampled values; Tipo 5 Transferência de arquivos; Tipo 3 Baixa velocidade; Tipo 6 Sincronização de tempo. 79

86 NORMA IEC Os 04 arquivos xml! 'SPAM Confidence Level' Nível de confiança de Spam ESTRUTURA DA SCL Enviar e postar em massa mensagem eletrônica recebida mas não solicitada pelo usuário 80

87 NORMA IEC Comunicação Física e de Protocolos USB é um link de comunicação que suporta transferência de dados entre computadores e periféricos 81

88 NORMA IEC barramentos e processo na Subestação 82

89 Smart Grids Smart Grid A Evolução da Automação na descentralização da produção, medição inteligente, monitoramento on line de redes de Distribuição e transmissão Uma Estratégia para a Concessionária do futuro. 83

90 Smart Grids Países como Canadá, Inglaterra e Alemanha já dispõem de sistemas de Smart Grids redes inteligentes em várias cidades, o que possibilita e viabiliza a implantação da micro geração e controle de operação on-line de subestações e redes de energia, diminuindo custos e aumentando a confiabilidade da energia entregue ao consumidor. 84

91 Visão da Concessionário do Futuro Smart Grid Smart Grids é a visão do sistema de T&D de eletricidade do futuro: Concessionária e consumidores obterão retorno através da convergência de transmissão e distribuição de energia e tecnologia da informação, para atingir maior confiabilidade, menores custos de O&M, adiar ampliações (nova capacidade) e aumentar a satisfação do consumidor. Tal evolução requer resistir à armadilha de adotar soluções fáceis e com visão de curto prazo e uma mentalidade de silo sem levar em conta as necessidades das demais partes da rede de transmissão e distribuição e das operações da concessionária. 85

92 Oportunidades e Facilitadores Confiabilidade Eficiência Operacional Satisfação do Cliente Meio ambiente Valores do Acionista AMI Medição Avançada Gerenciamento Demanda Gestão de Interrupções de Energia Automação da T & D Gestão de Ativos e Passivos Serviços ao Consumidor de Valor Adicionado Smart Grids Sensores Infraestrutura de Comunicação Integração de Informações da Empresa Suporte Regulatório Cultura Corporativa: Abordagem Holística 86

93 ETIMOLOGIA AMI - Automatic Meter Infrastructure É um método para se realizar a coleta de dados e informações de medidores da rede, utilizandose para tanto, modernos recursos de automação e de meios de comunicação via telefonia, rádio frequência, fibra óptica e celular, como também, utilizando-se dos fios da rede elétrica para envio de informações. Com o uso dos sistemas AMI, os distribuidores de Energia Elétrica, conseguem um significativo aumento de eficiência operacional, melhoria nos serviços prestados, redução de custos de coleta de dados e de corte e religação, redução de perdas e desvios, além de um rápido acesso às informações críticas que o corpo de gerentes precisa para tomar as decisões no dia a dia. 87

94 ETIMOLOGIA Principais Benefícios do AMI Aumento da precisão na leitura; Respostas muito rápidas para requisições de informação; Detecção automática de perdas e desvios; Informações detalhadas sobre as demandas de todos os pontos da rede, distribuída por faixas horárias configuráveis permitindo à operadora ofertar tarifas diferenciadas por perfil de consumo e possibilitando ao cliente adotar o perfil que melhor se adequar às suas necessidades; Corte e religação operados remotamente sem a necessidade de deslocamento até o local. 88

95 TECNOLOGIAS AMI Powerline Fibra óptica 89

96 90

97 TECNOLOGIAS AMI Comunicação Celular Reduzir DIC e ampliar a Satisfação do Cliente 91

98 TECNOLOGIAS AMI - OPGW Reduzir DEC e ampliar a Satisfação do Cliente Cabo opg 92

99 TECNOLOGIAS AMI Satélite 93

100 Aplicações usando AMI oferecem benefícios significativos Operações de Sistema Planejamento & Projeções Despacho Econômico Comutação & Controle Serviços ao Cliente Sistema de Distribuição Gestão de Ativos - Monitoração da Saúde dos Equipamentos - Inspeção / Manutenção baseadas na Condição Automação da Distribuição e dos Alimentadores Gerenciamento da Tensão/Reativos Gerenciamento da Qual. da Energia Câmeras de Supervisão Integração da Informação Gestão de Interrupções de Energia Detecção e Gestão de Interrupções Localização e Restauração de Interrupções Gestão das Equipes de Trabalho / Equipes Móveis Serviços aos Clientes AMR (Leitura automatizada) Aperfeiçoamento da Receita Controle Direto da Carga Resposta a Demanda Conexão/Desconexão Remotos Geração Distribuída Infraestrutura de Comunicações On-grid 94

101 AMI está se tornando uma integração de dispositivos e redes interconectadas, funcionando em harmonia, provendo valor a todos os agentes. Chaves para o Sucesso Interoperabilidade dos protocolos de comunicações e Medidores Múltiplas opções integradas para transmitir dados ao backbone WAN Sistema completo de gestão de dados de medição e integração com sistemas corporativos Recursos de Segurança - autenticação, criptografia e privacidade dos dados Capacidade de LAN para acomodar crescimento da HAN HAN (Home Área network) rede doméstica, que conecta vários computadores e outros dispositivos digitais. LAN (Local Área Network) redes de computadores restritas a um local físico. WAN (Wide Área Network) rede que cobre uma área física maior (rede da internet). Gateway Local Conectividade AMI Wireless ou Wi-Fi: Proteção Medição Controle de Carga Sistemas Comando Sinalização Eventos Infraestructura Back Office Field Collectors/ Aggregators Comunicação Backhaul (WAN) Acesso Comun. (LAN) Medidores Avançados Home Area Network (HAN)` Opções incluem: Powerline, Wireless, Fibra, Cabo, Celular, Satélite Opções incluem: WiFi, WiMAX, Ethernet, PLC, BPL Opções incluem: Z-Wave, ZigBee, Bluetooth, HomePlug, WiFi Largura de Banda Nós 95

102 96

103 Automação de Alimentadores possibilitada por AMI Exemplo:Infraestrutura de medição automática Power Factor Comunicações AMI/BPL Controle Integrado Tensão e Reativos Flexibilidade Operacional/ Problemas de Carregamento de Endereço Redução de Perdas Elétricas Redução de Demanda durante condições de carga de pico BPL (Banda Larga sobre Rede Elétrica) 97

104 Automação de SE - Maior parte dos Custos, mas uma pequena parte dos Benefícios! Exemplo Smart Grid >90% das concessionárias estão implantando IEDs em Subestações Extraindo apenas 15% dos benefícios; 85% dos benefícios ainda não estão sendo obtidos Monitoração da Condição, melhora do desempenho, etc. Poucos têm implantado Arquitetura a nível de Empresa (enterprise level architecture) e infra-estrutura de TI Subestações, Comunicações,.. Data Mart (armazém de dados) SCADA SCADA Data Warehouse Local Area Network Planejamento Engenharia Manutenção Serviços aos Clientes Despachantes grandes volumes de dados Rede Segura SE Data Mart Subestação Planejamento GIS geographic information system Subestação AEG P120 98

105 Dados IEC Não-Operacionais ajudam em Gestão de Ativos & Manutenção Baseada na Condição Observações Contínuas da Condição Exemplo Smart Grid: Histórico - Uso & Meio ambiente Histórico - Manutenção Dados Atualizados de Fabricantes e Indústria Observações de Condição Programadas e provocadas por Eventos MODELO PROBABILÍSTICO DE DESEMPENHO E FALHAS DE EQUIPAMENTO Função de Distribuição de Probabilidade de Falha e Desempenho de Equipamento Melhoram eficiência O&M Estendem a vida dos equipamentos Sistemas de Alarme & Programação GESTÃO DE ATIVOS Reduzem número de falhas catastróficas" Aperfeiçoam processos de manutenção 99

106 Necessidade de uma visão de ponta-a-ponta das Camadas de Segurança Questões-chaves para gerentes de programas AMI devem incluir: Quais são e onde estão as vulnerabilidades? Qual é a exposição potencial ao risco? O que deve ser feito para proteger contra esses riscos? Acesso Externo aos Dados Turmas Terceiros Clientes Acesso Web Sistemas de Back-Office & Operacionais Sistema Gestão AMI Sistema Gestão Dados Medição Áreas de maior vulnerabilidade AMI Config & Manutenção Comunicações Backhaul Grande utilitário comum. Bi-direcional R/T Acesso Agregação Vizinhança Comunicações de Acesso Comunic. Local Medidores & Rede Gateways Residencial PG Rede Residencial Cliente Monitoração SA, DA, AM Monitoração, DA, AM Operações Sistema, Gerenciamento de Energia & DSM Equipamentos T&D Equipamentos Distribuição 100

107 Integração com a infraestrutura computacional da concessionária EMS - Energy Management System Sistema de gestão de energia DSM - DiskStation Manager OMS- Software de Gestão (gerenciamento inteligente Energia) de Operações EMS DMS OMS Call Center Billing Supervisory control and data acquisition SCADA Smart Grid MDM/S MDM /S Master Data Management Server Fibra ou outro Back Haul DNP3.0 ou outro Protocolo SCADA Protocolos Baseados em IP Subestação UTR Concentrador Dados IED Sensores Controles IED Sensores Controles Concentrador Dados Acesso Comunicações Controles Sensores Meter Meter Meter Sensores Meter Meter Meter Meter Meter Meter Pontos de medição Ativos Distribuição Meter Meter Meter Meter Meter Meter 101

108 Benefícios do Projeto Estudo de Caso Redução de fluxo de potência reativo Financeiro Melhora da eficiência de O&M Reengenharia de processos de trabalho Confiabilidade Manter integridade do controle do sistema de potência Reduzir Índice Médio de Duração de Interrupções (DEC) em 10 minutos em circuitos monitorados Melhorar a manutenção de componentes chaves do sistema de potência Redução de potência reativa = Redução emissões Redução emissões = melhora da qualidade do ar 102

109 Análise Custo-Benefício Benefícios podem ser Caracterizados nas seguintes Categorias: Aumento da Produtividade dos Trabalhadores Custos de trabalho reduzidos devido a Automação Aumento de Confiabilidade e Qualidade de Serviço Redução da Duração e Frequência de Falhas (DEC/FEC) Aumento da Qualidade da Energia Aumento da Eficiência do Sistema Redução das Perdas Técnicas Menor custo do suprimento Melhora do Processo de Engenharia e Planejamento Redução/Postergação/Eliminação de Custos de Capital Melhor gestão de ativos Evitar aumentos de Capacidade Outros 103

110 Predição de Tecnologia Os avanços em sensores, controles, comunicações e aplicações já têm sido e serão cada vez mais significativos, pois: O intercâmbio de informação entre todos os sistemas da operação, planejamento, engenharia, e clientes serão sem emendas; Muitos processos que hoje são disjuntos, serão integrados e automatizados; Federação de dados proverá uma plataforma de negócio comum; Novos equipamentos T&D terão módulos de comunicações e monitoração incorporados; Dispositivos Inteligentes, tais como IEDs, PMUs, medidores digitais, automação da distribuição - proliferarão e serão ampla e economicamente usados; 104

111 Predição de Tecnologia RFID de baixo custo serão incluídos facilitando a cadeia de suprimento e gestão de ativos; Infraestruturas de comunicações em tempo real fornecerão informações e controles em tempo adequado para as Concessionárias e os consumidores; Redes residenciais se tornarão a norma e não a exceção. É necessário desenvolver uma Estratégia de Integração Tecnológica 105

112 Agradecemos pela atenção! /80

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