UNIVERSIDADE DE SÃO PAULOESCOLA DE ENGENHARIA DE SÃO CARLOS

LUCAS FOLLI FONTENELE DE PAULO ANÁLISE SISTÊMICA DA AUTOMAÇÃO INTELIGENTE DE REDES DE

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: ESTUDO DE CASO REALIZADO NAEMPRESA ELEKTRO REDES

São Carlos2018

LUCAS FOLLI FONTENELE DE PAULO ANÁLISE SISTÊMICA DA AUTOMAÇÃO INTELIGENTE DE REDES DE

DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: ESTUDO DE CASO REALIZADO NAEMPRESA ELEKTRO REDES

Monografia apresentada ao Curso de EngenhariaElétrica, da Escola de Engenharia de São Carlos daUniversidade de São Paulo, como parte dos requisitospara obtenção do título de Engenheiro Eletricista.Orientador: Prof. Dr. Rogério Andrade Flauzino

São Carlos2018

AUTORIZO A REPRODUÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE TRABALHO,POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO, PARA FINSDE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.

Ficha catalográfica elaborada pela Biblioteca Prof. Dr. Sérgio Rodrigues Fontes daEESC/USP com os dados inseridos pelo(a) autor(a).

Paulo, Lucas Folli Fontenele de 933a Análise sistêmica da automação inteligente de redes

de distribuição de energia elétrica: estudo de casorealizado na empresa Elektro redes / Lucas FolliFontenele de Paulo; orientador Rogério Andrade Flauzino. São Carlos, 2018.

Monografia (Graduação em Engenharia Elétrica com ênfase em Sistemas de Energia e Automação) -- Escola deEngenharia de São Carlos da Universidade de São Paulo,2018.

1. Automação inteligente de redes. 2. Self-healing semi-centralizado. 3. FLIR. 4. Redes elétricasinteligentes. 5. DEC. 6. FEC. I. Título.

Eduardo Graziosi Silva - CRB - 8/8907

AGRADECIMENTOS

Ao meu professor orientador Rogério Andrade Flauzino, por acreditar e incentivar odesenvolvimento deste trabalho. Agradeço aos meus amigos e colegas de trabalho GustavoOrtenzi e Valmir Ziolkowski por me apoiarem e acreditarem no meu potencial e aceitaremcompor minha banca de TCC. À minha querida mãe, por acreditar nos meus sonhos e fazerdeles os seus também. Agradeço ao meu pai, que mesmo ausente, me inspira a seguir minhatrajetória com os ideais que aprendi. Aos meus queridos irmãos, que são minha fonte deinspiração e meus grandes parceiros de vida. Agradeço minha namorada, que me inspira comsua dedicação e força de vontade, sempre me apoiando nos momentos de dificuldade.Agradeço aos meus amigos de trabalho na Elektro, que me ajudaram a conseguir desenvolvereste trabalho. São muitas as pessoas que gostaria de agradecer, não apenas por este trabalho,mas por terem tido participação na minha formação e na minha vida.

"Não percamos de vista os fatores maisimportantes para êxito: compromisso, paixãopor fazer a diferença, visão para atingirmudanças e coragem para colocar as coisas emmovimento” (Larraine Matusak)

RESUMO

No contexto das Redes Elétricas Inteligentes, a auto reconfiguração da rede em caso dealteração das condições de serviço vem ganhando cada vez mais espaço na realidade dasdistribuidoras de energia elétrica. Com o intuito de definir padrões de qualidade da prestaçãode serviço público de distribuição de energia elétrica, a ANEEL, através do Módulo 8 doPRODIST, define os indicadores DEC e FEC de continuidade do fornecimento de energiaelétrica. O cumprimento destes é uma condição para a manutenção dos contratos de concessãodas distribuidoras. Diante desse cenário, tecnologias de automação de redes de distribuiçãosurgem como uma resposta a necessidade de melhoria na qualidade de fornecimento doserviço e do produto das distribuidoras de energia elétrica, além de promoverem sinergia como desenvolvimento sustentável. Este trabalho apresenta a solução denominada AutomaçãoInteligente de Redes (AIR) que se traduz por um sistema de self-healing semi-centralizadocom comunicação de alta disponibilidade integrando dados da rede de distribuição em temporeal para detectar distúrbios e reconfigurar automaticamente a rede. O objetivo principal daimplantação de uma solução como esta é de acelerar a tomada de decisão em situações ondeseja possível reconfigurar a rede, reduzindo efetivamente o DEC das áreas não atingidas e,devido à característica de operação dinâmica da solução que visa minimizar a quantidade demanobras realizadas, poderá haver como consequência redução também do índice FEC. Ométodo apresentado define a integração entre os sistemas de automação e de telecomunicaçãocom equipamentos atuando com diferentes filosofias de operação. A metodologia proposta foivalidada com um estudo de caso implantado em uma cidade da área de concessão da ElektroRedes.

Palavras-chave: Automação Inteligente de Redes. DEC. FEC. Self-Healing semi-centralizado.Redes Elétricas Inteligentes.

ABSTRACT

In the context of Intelligent Electrical Networks, an automatic reconfiguration of the networkin cases of change in service conditions has been gaining more and more space in the electricpower distributors. In order to define quality standards for the public electricity distributionservice sector, ANEEL, through Module 8 of PRODIST were defined the SAID and SAIFIindicators for the continuity of the electric power supply. Accomplishing them is one of theconditions for the maintenance of distribution agreements. Given this scenario, energydistribution network automation technologies emerge as a response to the need ofimprovement in the quality of the electric power distribution service, besides promotingsynergy with sustainable development. This work presents the solution called IntelligentNetwork Automation (AIR) which translates into a semi-centralized self-healing system withhighly available communication integrating the distribution network data in real time todetect disturbances and automatically reconfigure the network. The main objective ofimplementing a solution such as this one is to accelerate decision making in situations that itis possible to reconfigure the network effectively reducing the SAID of the unattained areasand there may also be a reduction of the SAIFI index due to the dynamic operation feature ofthe solution which minimizes the amount of maneuvers. The presented method defines theintegration between the automation system and the telecommunication system withequipments operating based on different operation philosophies. The proposed methodologywas validated with a study case implemented in a city within the concession area of ElektroRedes.

Keywords: Intelligent Network Automation. SAID. SAIF. Self-Healing Semi-centralized.Intelligent Electrical Networks.

Figura 1 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 2 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 3 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 4 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 5 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 6 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 7 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 8 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 9 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 10 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 11 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 12 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 13 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 14 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 15 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 16 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 17 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 18 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 19 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 20 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 21 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 22 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 23 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 24 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 25 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Motivadores para a implantação das REIs no Brasil 17

Estrutura de subsistemas de uma REI 18

Indicadores de continuidade Brasil. 20

Topologia de self-healing descentralizado 22

Topologia do sistema de self-healing semi-centralizad 24

Arquitetura de self-healing centralizado 25

Evolução dos modelos de operação das concessionárias 27

Topologia estrela de telecomunicação 32

Topologia em anel de telecomunicação 33

Topologia em barramento de telecomunicação 34

Ciclo de religamento automático do religador 37

Modelo de painéis e parte ativa de religadores 37

RTAC 3530-4 40

Fluxo de operação do RTAC 40

Modelos de painéis de controle de religadores 43

Religador com comunicação: (a) Via fibra óptica. (b) Satelital VSAT. (c)Satelital BGAN. (d) Rádio digital. 44

Arquitetura simplificada do sistema de automação 47

Dashboard do relé do religador 50

Definição dos elementos de manobra 51

Rede com equipamento em modo local antes de atuar algorítimo dasolução AIR. 51

Rede com equipamento em modo local após atuar algorítimo da soluçãoAIR. 52

Rede com equipamento fora de serviço antes de atuar algorítimo dasolução AIR por falta à jusante. 52

Rede com equipamento fora de serviço após atuar algorítimo da soluçãoAIR por falta à jusante. 53

Rede com equipamento fora de serviço antes de atuar algorítimo dasolução AIR por falta à montante. 53

Rede com equipamento fora de serviço após atuar algorítimo da soluçãoAIR por falta à montante. 54

Figura 26 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 27 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 28 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 29 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 30 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 31 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 32 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 33 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 34 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 35 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 36 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 37 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 38 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 39 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 40 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 41 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 42 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Rede com equipamento fora de serviço antes de atuar algorítimo dasolução AIR por falta à montante. 54

Rede com equipamento fora de serviço após atuar algorítimo da soluçãoAIR por falta à montante. 55

Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta à jusante. 56

Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo dasolução AIR por falta à jusante. 56

Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta à montante. 57

Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo dasolução AIR por falta à montante. 57

Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta à jusante. 58

Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo dasolução AIR por falta à jusante. 58

Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta à montante. 59

Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo dasolução AIR por falta à montante. 59

Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta em alimentador diferente. 60

Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo dasolução AIR por falta em alimentador diferente. 60

Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta à jusante. 61

Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimoda solução AIR por falta à montante. 62

Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta à montante. 62

Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimoda solução AIR por falta à montante. 63

Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta à jusante. 63

8

Figura 43 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 44 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 45 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 46 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 47 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 48 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 49 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 50 —

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Figura 51 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 52 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 53 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 54 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 55 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 56 —. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 57 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 58 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 59 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Figura 60 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimoda solução AIR por falta à jusante. 64

Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta à montante. 64

Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimoda solução AIR por falta à montante. 65

Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuaralgorítimo da solução AIR por falta em alimentador diferente. 65

Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimoda solução AIR por falta em alimentador diferente. 66

Máquina de estados de recomposição automática 67

Tela Inicial 68

Parametrização da comunicação: (a) Definição do protocolo DNP3.0; (b)Definição do driver de comunicação; (c) Definição dos parâmetros do driver decomunicação. 68

Topologia de comunicação do gateway 69

Blocos lógicos: (a) Religador NA; (b) Religador NF; (c) Disjuntor; (d)Subestação 69

Bloco lógico do controlador de gerenciamento do RTAC 70

Bloco lógico - Diagrama unifilar da rede. 70

Topologia de telecomunicação ponto-multiponto da cidade de Mairiporâ 71

Definição dos equipamentos usados no estudo de enlace detelecomunicação 72

Estudo Teórico da topologia ponto-multiponto de Mairiporã 72

Simulador digital em tempo real 73

Rede elétrica de Mairiporã antes do teste real. 74

Rede elétrica de Mairiporã depois do teste real. 75

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Tabela 1 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Tabela 2 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Tabela 3 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Tabela 4 — . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

LISTA DE TABELAS

Comparação entre filosofias de self-healing. 26

Características de rádios digitais 31

Comparação das topologias de telecomunicação 34

Log de eventos reportados para o SCADA 45

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

AIR Automação Inteligente de Redes

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

CHI Cliente Hora Interrompido

DA Distribution Automation

DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora

DMS Distribution Management System

DNO Distribution Network Operator

DSO Distribution System Operator

FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora

IED Intelligent Electronic Device

PRODIST Procedimentos de Distribuição

REI Rede Elétrica Inteligente

RTDS Real Time Digital Simulator

SAD System Automation Distribution

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition

SH Self- Healing

1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.3.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4.2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4.3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.4.4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5.2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5.3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.5.4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.2.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.2.2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.2.3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.2.4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.2.5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.2.6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

SUMÁRIO

INTRODUÇÃO 14CONSIDERAÇÕES INICIAIS 14TEMA E PROBLEMA 15OBJETIVOS 15JUSTIFICATIVA 15DELIMITAÇÃO 16REFERENCIAL TEÓRICO 17SMART GRID- REDES ELÉTRICAS INTELIGENTES 17INICIATIVAS DE SMART GRID NO BRASIL 18ASPECTOS REGULATÓRIOS: OS INDICADORES DE CONTINUIDADE

DE ENERGIA 19Novas regras para a renovação das concessões das distribuidoras 20INTRODUÇÃO À TECNOLOGIA SELF-HEALING 21Descentralizada 21Semi-centralizada 23Centralizada 24Análise comparativa das filosofias de self-healing 25SISTEMAS DE TELECOMUNICAÇÃO PARA SISTEMAS SELF-HEALING 28Principais meios de comunicação 28Topologias de telecomunicação 32Protocolos de comunicação padronizados para o sistema self-healing 35Requisitos de comunicação com o COD 36RELIGADORES AUTOMÁTICOS 36METODOLOGIA PROPOSTA 38AUTOMAÇÃO INTELIGENTE DE REDES (AIR) 38TECNOLOGIA IMPLANTADA DE AUTOMAÇÃO 39Definição do método de operação do sistema 42Definição das funcionalidades 42Integração 43Meio de comunicação flexível 43Dinâmico 44Escalonável 44Log de eventos do sistema 44Visualização 45

3.2.2.7 . .S e. g. u. r . a . n .ç .a . n . a .s . o. p. e. r .a .ç .õ .e s. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 3.2.3 . .A .r .q . u .i t . e .t .u .r .a . d. o. .s i .s .t .e . m . a . .d .e . a . u .t .o . .m .a .ç .ã .o . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 3.2.3.1 Nível de sistema 47. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.2.3.2 Nível de transformador 47. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.2.3.3 Nível de alimentador 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.2.3.4 . .N í. v. e.l . d. o. D.i .s .p .o s. i .t i . v . o . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 3.2.4 . .D .e f. i . n .i .ç .ã .o . d . a .s . f .i l . o . s . o .f i . a . s . .d .e . o . p . e .r .a .ç .ã .o . d. o. s . .a l . g . o . r .i t. . m . o .s . d. e . .g .e .r e. .n c.i .a . .m .e .n t . o . . . . . . 48 3.2.4.1 . .A l. g. o. r .i t . .m .o . d . e . .g .e r . e . n . c .i a. . m .e .n t. o. .d .e . f .a l.t .a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 3.2.4.2 . .A l. g. o. r .i t . .m .o . d . e . .g .e r . e . n . c .i a. . m .e .n t. o. .d .e .t .e .n .s ã. o. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 3.2.4.3 . .A l. g. o. r .i t . .m .o . d . e . .g .e r . e . n . c .i a. . m .e .n t. o. .d .e . c . a .r .g .a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 3.2.4.4 . .A l. g. o. r .i t . .m .o . d . e . .g .e r . e . n . c .i a. . m .e .n t. o. .d .a . f .r .e .q .u ê. n. c.i .a . d . o . .s i .s t. e. .m .a . e .l .é t .r i. c . o . . . . . . . . . . . . . . . 50 3.2.5 . .C .o . n . d .i .ç .õ e. s . .e s. .p e. c .í .f i .c .a .s . d. e . .o .p .e .r .a .ç .ã .o . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 3.2.5.1 Modo local 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.2.5.2 . .E .q .u i . p . a . .m .e .n t . o . f . o .r .a . d. e . .s e. r . v .i .ç .o . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 3.2.5.3 . .B l. o. q. u. e .i .o . d . e . r. e .l i. g. a . .m .e .n t . o . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 3.2.5.4 . .F a. l . h .a . d. e . .c .o . m . u . n .i .c .a ç. ã. o. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 3.2.5.5 . .R .e .c .o . m . p . o .s i. ç. ã . o . .a .u t . o . .m .á t .i .c .a . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 3.2.6 . .P .a .r .a . m . e .t .r i . z . a . ç . ã . o . .d .o .s i. s .t .e . m. a. . d .e . a. .u t . o . .m .a .ç .ã .o . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 3.3 . .S . O . L . .U . Ç . Ã. .O . I . .M .P . L . .A . N . T . .A . D . A. . D. .E . T. .E .L . E . C. .O . .M . U . N. I . C. .A . Ç . .Ã . O . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 4 . .S I. . M . .U . L . A. .Ç . Õ. .E .S . .E . .R . E . S . .U .L . T . A. .D . O. S. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 4.1 TESTE REAL: 73. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.2 RESULTADOS ESPERADOS: 76. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5 . .C . O. .N . S .I . D . .E . R . A. .Ç . Õ. .E .S . .F I. .N . A . I . S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 775.1 CONCLUSÕES 77. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5.2 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS 78. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

REFERÊNCIAS 79. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1 INTRODUÇÃO

1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS

Através de uma maior dependência da eletricidade, a expectativa da sociedade é a dereceber uma fonte de energia constante. Do ponto de vista técnico, a rede de distribuiçãoapresenta uma grande problemática, uma vez que as causas das ocorrências de falta defornecimento de energia são diversas, sendo em geral ligadas a defeitos físicos da rede, comopor exemplo, o contato de vegetação com a rede aérea, descargas atmosféricas sobreequipamentos, rompimento de cabos, acidentes contra ativos da rede aérea, vandalismos, entreoutras causas. Também devemos lembrar que pelo fato da rede de distribuição seressencialmente radial, alguns problemas que são inerentes da operação desse sistema seagravam, como por exemplo, o excesso de carregamento nos condutores dos alimentadoresmais próximos da subestação e quedas de tensão acentuadas (subtensão) nos pontos maisdistantes (BROADWATER, p. 203-211).

A radialidade característica dos alimentadores tanto de arranjos urbano como rural,influenciam nas definições de proteção dos equipamentos da rede, uma vez que se faznecessário ateder alguns requisitos de desempenho, como por exemplo: sensibilidade,velocidade, seletividade, coordenação, confiabilidade e níveis de proteção(RAJARAM; KUMAR; RAJESEKAR, 2015) . Esses equipamentos devem ser eficientes nodesempenho de sua função principal, efetuando o isolamento do curto-circuito, em um temposuficiente para garantir que não haja danos no sistema de distribuição sendo seguro para aspessoas. Como funcionalidade adicional, esses equipamentos devem conseguir isolar o menortrecho possível do sistema elétrico, no caso de haver um defeito, visando manter a máximacontinuidade de fornecimento de energia. Diante desse panorama, as distribuidoras de energiaelétrica têm investido massivamente em sistemas de Automação da Rede de Distribuição,principalmente com dispositivos telecomandados capazes de seccionalizar áreas afetadas porfaltas de energia e também restabelecer trechos saudáveis da rede, garantindo uma maiorconfiablidade na operação da rede e gerando uma maior satisfação nos clientes com opotencial adicional de reduzir custos através de uma maior eficiência operacional(HARTWRIGHT; COFFEY, 1995).

Com a introdução da DA (Distribution Automation, ou Automação da Distribuição)nas concessionárias distribuidoras de energia elétrica, as faltas de energia podem ser isoladasde forma mais eficiente e prover para a rede a capacidade de reconfiguração automática,diminuindo o CHI (Cliente hora interrompido) e consequentemente os indicadores dedisponibilidade de energia. O desenvolvimento futuro da DA abrirá o caminho para aintrodução de uma Smart Grid, que permitirá o gerenciamento do consumo e a visibilidade dadistribuição ao nível do cliente (RIVERA; ESPOSITO; TEIXEIRA, 2013).

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1.2 TEMA E PROBLEMA

Este trabalho contempla a definição de uma filosofia de automação de redes dedistribuição de energia elétrica com a implantação de uma solução de self-healing semi-centralizado apresentando um estudo de caso na cidade de Mairiporã-SP, denominadoAutomação Inteligente de Redes (AIR).

Mairiporã foi a cidade escolhida para receber a solução. Fazendo parte da área deconcessão da ELEKTRO Redes, foi priorizada devido à criticidade de seus indicadores decontinuidade (DEC e FEC).

1.3 OBJETIVOS

O objetivo deste trabalho é definir uma filosofia de automação de redes de distribuiçãoadotada na operação do sistema elétrico pela concessionária Elektro Redes, tendo comoestudo de caso a implantação de uma solução de self-healing semi-centralizado em redes dedistribuição de grande porte na cidade de Mairiporã.

Para contemplar esse objetivo será necessário:Definição da filosofia de automação da rede de distribuição como solução de self-

healing semi-centralizado;Definição da funcionalidade do sistema de automação diante de condições

específicas de operação de procedimentos e eventos da rede de distribuição de energiaelétrica;

Parametrização das lógicas de automação no software AcSELerator RTAC.

1.4 JUSTIFICATIVA

Os sistemas de manobra de rede na concessionária Elektro, em sua grande maioria, sãooperados de três formas:

(i) Manobra telecomandada pelo operador do Centro de Operação da Distribuição(COD);

(ii) Atuação de lógicas descentralizadas de self-healing (iii) Manualmente por equipes de manutenção de redes.A aplicação dos métodos citados a cima se caracterizam por manobras simples de

isolação e reconfiguração da rede, envolvendo poucos equipamentos. Tal fato se verifica poruma limitação da quantidade de equipamentos de proteção que podem operar em série nomesmo alimentador, uma vez que a filosofia de proteção deve atender requisitos comosensibilidade, velocidade, confiabilidade, níveis de proteção, seletividade e coordenação.

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O limite de carregamento dos alimentadores também é um fator limitante em algumassituações em que os métodos citados a cima poderiam atuar mesmo que de forma simples.

Portanto, apesar de promoverem uma redução no CHI e consequentemente no DECdas localidades afetadas por faltas de energia, os métodos citados ainda são limitantes nabusca da Elektro Redes em aumentar sua eficiência operacional da rede de distribuição. Nessesentido, esse trabalho justifica sua relevância no setor elétrico, especificamente no contexto daautomação de redes de distribuição, uma vez que a solução AIR, apresentada nestamonografia com o estudo de caso na cidade de Mairiporã, se traduz em um conjunto de açõestomadas para aumentar a eficiência operacional da rede e consequentemente impactarpositivamente os índices de continuidade de energia (DEC e FEC) da distribuidora Elektro.

1.5 DELIMITAÇÃO

Este trabalho delimita-se à definição técnica da solução AIR quanto à filosofia deautomação de redes, tendo como estudo de caso a cidade de Mairiporã-SP.

Nesse sentido, esse trabalho visa apresentar a filosofia de automação de redes adotadana solução AIR.

Não serão abordados de forma específica estudos técnicos de viabilização e eficiênciada rede, como obras de novos alimentadores, recondutoramento de alimentadores existentes,alocação otimizada de equipamentos religadores e sensores de falta. Não serão divulgadosaspectos financeiros.

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2 REFERENCIAL TEÓRICO

2.1 SMART GRID- REDES ELÉTRICAS INTELIGENTES

Segundo amim e WOLLENBER (2005) , o conceito de smart grid ou redes elétricasinteligentes, muda o paradigma do setor elétrico, uma vez que possibilita a integração deequipamentos inteligentes e redes de comunicação de dados em um sistema gerenciado decomputação distribuída.

Para Yan et al. (2013) , o conceito de smart grid envolve complexos sistemascomputacionais e de comunicação, integrando a transmissão, distribuição e medição deenergia elétrica, referenciando à rede de energia da próxima geração, com o intuito de atingirmelhores condições de controle, eficiência, confiabilidade e supervisão.

Por ser uma mudança no panorama do setor elétrico, o conceito de smart grid pode serdefinido de diversas formas e que variam seu conceito de acordo com a perspectiva adotada,podendo assumir um posicionamento em que prevalece a visão de gestor da rede de energia,com a preocupação voltada para a eficiência do sistema (Xi,2012). De outro modo, hádefinições que priorizam a perspectiva do consumidor de energia, enquanto outras visamfocar em diferentes características da geração, transmissão e distribuição.

A implantação de Smart Grid pode ser entendida em quatro dimensõescomplementares (BANDEIRA, 2012).

Figura 1 - Motivadores para a implantação das REIs no Brasil

Fonte: Chamada Aneel 11/2010 (Programa Brasileiro de Rede Elétrica Inteligente)

De forma resumida, podemos elencar os principais ganhos com a implantação de redesinteligentes (FLAUZINO et al., 2018).

• Gestão remota de IEDs: aumenta a eficiência operacional;• Redução de Opex com manutenção da rede: aumenta a eficiência operacional;

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• Identificação, isolamento e restauração da rede elétrica diante de situações de falta deenergia: aumento da eficiência operacional;

• Atendimento mais rápido e personalizado: aumento da qualidade do serviço;• Gerenciamento de carga: aumento da eficiência energética;• Integração de geração distribuída: contribuição sustentável;

2.2 INICIATIVAS DE SMART GRID NO BRASIL

Segundo Lamim (2013), como principais motivadores para a implantação deiniciativas de redes inteligentes no Brasil estão a redução de perdas não técnicas, eficiência deindicadores de continuidade de energia (DEC, DIC, FEC e FIC) e eficiência energética.

Diante desse novo paradigma, algumas distribuidoras do Brasil estão implantandonovas tecnologias de redes inteligentes usadas como provas de conceito a fim de avaliaraspectos técnicos e financeiros, destacando-se como protagonistas:

• Elektro: Projeto Smart City, em São Luiz do Paraitinga (SP);• AES Eletropaulo: Projeto Smart Grid, em Barueri (SP);• EDP: Projeto InovCity, em Aparecida do Norte (SP);• Cemig: Projeto Cidades do Futuro, em Sete Lagoas (MG);• Copel: Projeto Cidade do Futuro, em Fazenda Rio Grande e em Curitiba (PR);• Light: Projeto Smart Grid Light, no Rio de Janeiro (RJ).

Figura 2 - Estrutura de subsistemas de uma REI

Fonte: Adaptado de amim e WOLLENBER (2005)

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A Elektro lançou seu projeto piloto na cidade turística de São Luiz do Paraitinga, coma implantação de um modelo de referência para cidades inteligentes, abrangendo soluções deSellf- Healing para automação da rede de distribuição, geração distribuída, automação damedição, veículos elétricos, novos serviços aos consumidores e edifíciosinteligentes (FLAUZINO et al., 2018).

A cidade de Barueri é alvo do projeto piloto da AES Eletropaulo, em parceria com aUniversidade de São Paulo (USP), para receber tecnologias que compõem o conceito decidades inteligentes. O projeto foca na adequação da infraestrutura da rede de distribuição,como a digitalização de subestações e instalação de religadores que irão compor sistemas deautomação, assim como implantação de softwares, medidores inteligentes e com destaquepara o pré-pagamento e a tarifa diferenciada por horário de consumo de energia (AESELETROPAULO , 2013).

Também na cidade de Aparecida do Norte, a concessionária EDP está implantandotecnologias para o desenvolvimento da cidade inteligente. Podem-se destacar como principaisinciativas o desenvolvimento de um sistema eficiente para iluminação pública, instalação demedidores inteligentes em todas as unidades consumidoras e ações de conscientização deconsumo de energia eficiente à população (EDP BANDEIRANTE, 2012).

Sob concessão da Cemig, a cidade de Sete Lagoas recebeu tecnologias que integram aimplantação de uma cidade inteligente. Destaca-se a fundação da primeira usina experimentalde geração fotovoltaica da América Latina (COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINASGERAIS, 2012).

Em Curitiba, ações de eficiência operacional foram implantadas, como a substituiçãode 900 km redes convencionais por redes compactas, automatização e digitalização desubestações transformadoras de energia, resultando em um expressivo aumento nadisponibilidade de energia elétrica para os consumidores (COMPANHIA PARANAENSE DEENERGIA, 2010).

Na cidade do Rio de Janeiro a concessionária Light investiu em um projeto fim a fimpara a implantação da cidade inteligente, ou seja, o programa envolve desde a modernizaçãoda rede elétrica, medição inteligente, automação residencial, a criação de ações destinadas auma regulamentação de interoperabilidade das concessionárias e à criação de políticasvoltadas para suportar e incentivar a implantação de redes inteligentes (TOLEDO, 2012).

2.3 ASPECTOS REGULATÓRIOS: OS INDICADORES DE CONTINUIDADE DEENERGIA

Por possuir a característica de monopólio natural, pelo modelo de contratos deconcessão, o setor de distribuição de energia é regulado pela Agência Nacional de EnergiaElétrica (ANEEL), que estabelece regras e padrões mínimos para garantir qualidade esegurança dos serviços prestados aos consumidores.

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Os Procedimentos de Distribuição – PRODIST são documentos elaborados pelaANEEL para a normatização e padronização das atividades técnicas relacionadas aofuncionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica. Dos novemódulos existentes, o Módulo 8 é aquele que estabelece os procedimentos relativos àqualidade de energia (ANEEL, 2018).

Neste módulo, dois indicadores são definidos para avaliar a qualidade do serviçoprestado pela distribuidora:

• DEC: Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora, expressa emhoras;

• FEC: Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora, expressa emnúmero de interrupções;

O DEC e o FEC são contabilizados sempre que ocorrer uma interrupção de tensão,sendo a duração da variação superior a 3 minutos.

A ANEEL define, a cada revisão tarifária periódica, limites para estes indicadores.Caso a distribuidora ultrapasse o limite definido, deverá compensar o consumidor efetuando ocrédito na fatura em até três meses após a apuração do indicador.

Os gráficos abaixo trazem o DEC e FEC consolidado de 63 distribuidoras brasileiras,através dos dados fornecidos pela ANEEL em Notas Técnicas de Indicador de DesempenhoGlobal de Continuidade de 2010 a 2016 (AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIAELÉTRICA, 2008).

Figura 3 - Indicadores de continuidade Brasil.

Fonte: Adaptado de : AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (2008)

2.3.1 Novas regras para a renovação das concessões das distribuidoras

Em 2015 a ANEEL aprovou um modelo de termo aditivo de prorrogação dos contratosde concessão das distribuidoras. O documento estabelece como condição para a manutençãodos contratos o cumprimento de metas de qualidade e de gestão a serem alcançadas pelasempresas nos cinco primeiros anos do período de outorga. Ficou estabelecido que, sedistribuidoras não atendam os requisitos anuais de desempenho global de continuidade

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(DEC/FEC) por dois anos consecutivos, ou um dos indicadores no quinto ano da concessão,poderá resultar em revogação da outorga e perda da concessão.

Diante deste novo cenário, tecnologias para automação e digitalização das redes dedistribuição surgem como alternativas não só para a melhoria dos indicadores decontinuidade, mas também para uma maior eficiência operacional e redução de custos.

2.4 INTRODUÇÃO À TECNOLOGIA SELF-HEALING

O princípio da automação de redes de distribuição se baseia no conceito de localizaçãoda falta, isolação e recomposição automática, em inglês conhecida como FLIR (fault location,isolation and restoration).

Essas aplicações realizam manobras automáticas coordenando a operação dedispositivos de campo, como disjuntores e religadores, através de softwares e controladoresde tempo real e redes de comunicação dedicadas. A aplicação do algoritmo FLIR determinaautomaticamente a localização de uma falha, sua isolação e reconfiguração automáticarestabelecendo por fontes alternativas conectadas fisicamente por chaves NA (NormalmenteAberta) distribuídas ao longo da rede. Dessa forma, a solução FLIR tem o potencial deeliminar a intervenção humana diante de faltas de energia na rede e diminuir a duração dasinterrupções, minimizando o número de clientes afetados pela interrupção.

Existem três possíveis filosofias para implantação de um sistema de self-healing :• Descentralizada• Semi-Centralizada• Centralizada

2.4.1 Descentralizada

Nesse caso, a lógica de operação do FLIR está distribuída nos religadores e disjuntoresespalhados pela rede de distribuição.

Nesta solução os equipamentos continuam a serem supervisionados e comandadospelo COD, porém passam a realizar as operações de isolação e restabelecimento automáticosobre faltas em um tempo de restabelecimento inferior ao mesmo executado de forma manualpor um operador humano (CHOLLOT et al., 2013).

Na arquitetura da filosofia de self-healing distribuído há duas arquiteturas a seremanalisadas:

i. Distribuída com controlador local RTU:Nesta topologia as lógicas do FLIR são implantadas em um módulo RTU (Remote

Terminal Unit). Este dispositivo fica alocado no painel de controle dos religadores oudisjuntores que irão compor a topologia de Self-Healing Distribuído. Nesta versão as RTUs se

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comunicam entre si e com os religadores ou disjuntores através de um protocolo decomunicação DNP3. Sendo assim, os religadores e disjuntores apenas atuam por proteçãodiante de uma falta, sendo o algoritmo de isolação e recomposição automática gerenciado epelas RTUs, que são responsáveis pela decisão de abertura e fechamento de cada equipamentodo conjunto para a realização da manobra automática.

ii. Distribuída apenas nos IEDs:Nesta topologia os religadores e disjuntores possuem a lógica FLIR internamente nos

controladores dos painéis de cada IED (Inteligent Equipment Device). Há ainda duasvariações de aplicação para essa solução:

• Com Comunicação:Não se utiliza a RTU nessa versão, porém os IEDs precisam ser do mesmo fabricante e

atualizados com a mesma versão de firmware para a funcionalidade da solução.• Sem Comunicação:A lógica de atuação FLIR analisa a presença ou ausência de tensão nos religadores e

disjuntores. Dessa forma, a solução atua sem a necessidade de ter comunicação entre os IEDse permite a integração de equipamentos de diferentes fornecedores.

A seguir será apresentado o modelo típico da configuração da topologia de self-healing distribuído e o princípio de funcionamento da filosofia.

Figura 4 - Topologia de self-healing descentralizado

Fonte: Elaboração Própria

A filosofia distribuída define que o RL NF Feeder irá para o estado aberto após sentirfalta de tensão em seu lado fonte por um tempo parametrizado de forma a garantir que o ciclode religamento da proteção do IED a montante da sua localização seja menor. Após a aberturado RL NF (Feeder), o RL NA (TIE) é sensibilizado pela falta de tensão do lado do Feeder eirá fechar após um tempo parametrizado, reenergizando um bloco de carga.

O processo de retorno ao estado normal da rede seguirá os seguintes passos:

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• Equipes de campo corrigem os pontos com a avaria onde foi isolado pelo sistemadeself-healing;

• Após a correção das avarias é realizado o fechamento do DJ a montante do RLFeeder;

• Após o segmento anterior ser restabelecido é realizada a abertura do RL Tie,mantendo a função SH deste desabilitada;

• Com o RL Tie aberto, é realizado o fechamento do RL Feeder e a habilitação da suafunção de SH;

• Por último deve ser habilitado a função de SH no RL Tie;Desta forma, o processo de retorno à configuração original se estabelece priorizando a

correção das falhas e nos passos de manobras que deverão ser manuais evita-se o paralelismoentre alimentadores.

2.4.2 Semi-centralizada

Neste caso a lógica de recomposição do sistema elétrico fica alocada no servidor degerenciamento da solução FLIR, que pode ser instalado na subestação de energia da região oulocal próximo aos equipamentos. Como as subestações de distribuição de energia possuem umcanal de comunicação confiável e estável com o COD e uma alimentação em correntecontínua segura, normalmente é a escolha preferencial para receber o servidor do sistemade self-healing semi-centralizado (SOUSA et al., 2015).

A comunicação entre o os religadores, disjuntores e o módulo do servidor que detém alógica FLIR é realizada em protocolo DNP3.0 sendo que o módulo na subestação funcionacomo gateway entre o sistema supervisório SCADA e os religadores.

A Figura 3, seguinte exemplifica uma arquitetura típica da solução self-healing semi-centralizado.

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Figura 5 - Topologia do sistema de self-healing semi-centralizad

Fonte: Sousa et al. (2015)

2.4.3 Centralizada

Nessa topologia de self-healing, todos os equipamentos que compõem a solução sãocontrolados por um sistema DMS (Distribution Management System). Essa solução apresentauma integração com diferentes sistemas de supervisão e controle utilizados pelasdistribuidoras de energia, apresentando uma visão sistêmica para o gerenciamento de todos osIEDs e subestações que integram o sistema (MOREIRA, p. 37-62). O algoritmo FLIRgerencia todas as subestações, os disjuntores dos alimentadores e seus religadores eindicadores de falta que estão instalados na rede.

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Figura 6 - Arquitetura de self-healing centralizado

Fonte: SOUZA, 2008.

2.4.4 Análise comparativa das filosofias de self-healing

Apresentadas as características de cada topologia dos sistemas Selg-Healing, pode-seavaliar de diferentes formas a viabilidade de implantação de cada arquitetura, considerandoaspectos de desempenho do sistema, confiabilidade, investimentos com comunicação, e apossibilidade de integração com sistemas de gerenciamento da rede de distribuição. A tomadade decisão considera os investimentos e retornos proporcionados por cada topologia.

A Tabela 1, ilustra de maneira comparativa as diferenças entre as três topologiasde self-healing.

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Tabela 1 - Comparação entre filosofias de self-healing.

Fonte: Adaptado de Moreira

Diante das características de cada arquitetura e dos ganhos proporcionados por cadatopologia, há de se destacar a sinergia da solução de self-healing centralizado no contexto deSmart Grid do futuro das concessionárias de distribuição de energia. O modelo tradicional dasconcessionárias como operador da rede de distribuição (em inglês Distribution NetworkOperator-DNO) não foi pensado para atender as tecnologias de hoje, e se baseia na entregaunidirecional de eletricidade. Porém com a introdução da geração distribuída, o modeloclássico DNO precisa evoluir, uma vez que as tecnologias de hoje e as práticas de distribuiçãoadotadas atualmente são capazes de proporcionar maior eficiência energética, sustentabilidadee economia de custos. Essa mudança de paradigma para a Plataforma Tecnológica DSO(Distribution System Operator) abrange a modernização da rede, com inteligência e robustez,redes de comunicação, medição inteligente e digitalização dos clientes (SANDOY, 2010).

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Figura 7 - Evolução dos modelos de operação das concessionárias

Fonte: Elaboração Própria , 2018

É nesse contexto que a solução de self-healing centralizado ganha força, uma vez quepossibilita a integração de todos os tipos de equipamentos da rede que possam sertelecomandados ou telemedidos como, por exemplo, religadores das classes de média e altatensão, transformadores de distribuição com monitoramento dos ramais, sensores de falta,reguladores de tensão, capacitores, medidores inteligentes. Além disso, como citado acima, osistema centralizado permite agregar a geração distribuída com tecnologias dearmazenamento de energia. A implantação do sistema self-healing centralizado é um primeiropasso para a mudança de perspectiva das concessionárias de distribuição de energia comooperadoras da rede para o conceito de operadoras do sistema

Apesar de a solução centralizada ser a base para a implantação da plataformatecnologia DSO, que será um fato para as distribuidoras do futuro, existe hoje umaproblemática técnica, financeira e regulatória.

Pelo panorama técnico, o desafio se configura principalmente no escopo da rede detelecomunicações, que precisa ser robusta e segura. Nesse sentido, deve-se garantir altaconfiabilidade da comunicação entre os equipamentos utilizados para realizar manobras narede de distribuição e o centro de controle. Sendo assim considera-se um delay nacomunicação em uma grandeza de dezenas de milissegundos, apresentando disponibilidadeacima de 95%. Tais requisitos se baseiam na segurança operativa da rede, uma vez que umequipamento com falha de comunicação apresenta uma condição insegura com risco deacidente.

De outra forma, há o desafio financeiro de se prover os investimentos necessáriospara a implantação da solução, uma vez que se faz necessário a aquisição conjunta de umsistema DMS (Distribution Management System) em substituição aos sistemas SCADAatuais. Essa troca se torna viável apenas quando pode-se garantir a interoperabilidade deSmartGrid, ou seja, a integração sistêmica que abrange desde a subestação até o medidor docliente. Como a troca do parque de medidores não é algo simples, se faz um fator limitante

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para a aquisição do sistema DMS, que acabaria não justificando seu investimento. Por fim há de se considerar os aspectos regulatórios, configurando mais um desafio

para as concessionárias implantarem tal solução, uma vez que se faz necessário justificar osinvestimentos de um sistema dessa magnitude para a ANEEL, que remunera asconcessionárias por investimentos prudentes a cada ciclo tarifário.

A solução distribuída é a mais barata de todas, em especial a arquitetura que admitelógicas distribuídas e que não necessita de comunicação, uma vez que o automatismo éparametrizado por níveis de tensão nos equipamentos de manobra. Apesar dessa solução serrápida quanto à implantação por não depender de uma rede de comunicação, há uma limitaçãoquanto ao número de equipamentos que podem compor a solução, sendo limitado a cincoIEDs, de forma a garantir a seletividade e coordenação da proteção dos equipamentos.

Diante do exposto a solução semi-centralizada se faz a melhor opção já que nãonecessita de investimentos da magnitude da centralizada, uma vez que se faz necessáriogarantir a robustez e confiabilidade da rede de telecomunicação em um nível menor desistema, como uma cidade por exemplo. Quando comparada com a solução de self-healingdistribuído, apresenta uma desvantagem quanto ao tempo de implantação e principalmente nocusto, porém a viabilidade financeira em se investir nessa solução se faz pelo fato de nãohaver limitação quanto ao número de equipamentos, o que se reflete em uma operação da redemais eficiente, trazendo assim uma redução nos indicadores de continuidade de fornecimentode energia (DEC e FEC).

2.5 SISTEMAS DE TELECOMUNICAÇÃO PARA SISTEMAS SELF-HEALING

As tecnologias de telecomunicação implantadas nos sistemas self-healing tem umimpacto direto no sucesso ou fracasso da recomposição automática por parte da lógica FLIR,pois garante que tanto o controlador lógico de tempo real da automação operando comogateway, como o COD que supervisiona a rede de distribuição pelo sistema SCADA irá estarcom disponibilidade de comunicação para uma atuação assertiva e segura do sistema. Alémdisso, é fundamental para o COD em situações de manutenções corretivas ou preditivas, umavez que nessas situações normalmente se desabilita as lógicas de recomposição automática,visando à segurança dos colaboradores que estão trabalhando na linha energizada.

A especificação técnica de rede de telecomunicações em um sistema de recomposiçãoautomática exige definições quanto ao meio de comunicação, a arquitetura a ser adotada, oprotocolo usado e o por fim o modo de aquisição de dados.

2.5.1 Principais meios de comunicação

A seguir é apresentado os principais meios de comunicação usados em arquiteturas de

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automação da rede de distribuição (AFONSO; MOREIRA, 2014). • Telefonia Móvel:Comunicação via pacote bidirecional GSM (Global System for Mobile

Comunications) sob GPRS (General Packet Radio Service)A implantação dessa tecnologia apresenta um custo reduzido e de rápida instalação, o

que são pontos de destaque para o uso dessa topologia (DUART). Porém o uso da rede detelefonia móvel fica limitado pela disponibilidade de cobertura das empresas do setor. Alémdisso, diante de uma falta de energia em um setor da rede próximo às torres de comunicação osistema fica sem supervisão, pois as operadoras do setor de telefonia móvel não investem embancos de baterias para garantirem disponibilidade da rede em uma situação de falta, o queinviabiliza o uso em alguns locais. Ademais vale citar também como desvantagens desse meiode comunicação para as distribuidoras o tempo de latência inerente e o alto custo com planosde dados.

• Satélite:Sua aplicação em transmissão de dados é um dos maiores avanços da área de

telecomunicações, permitindo a interligação de qualquer parte do mundo quase em temporeal. De forma simplificada, o satélite funciona como um grande redirecionador, captandosinais de uma estação terminal de pequeno porte denominadas VSAT (Very Small ApertureTerminal) e repetindo-o diretamente para uma estação central meste (HUB).

O uso da tecnologia de telecomunicação em redes de distribuição é uma boaalternativa para localidades que não possuem cobertura das operadoras de telefonia móvel.Porém há de se ressaltar o alto custo dessa aplicação e uma limitação de transferência depacotes de dados.

• Fibra Óptica:O funcionamento dessa tecnologia em redes de telecomunicação se faz de forma

guiada, onde os sinais elétricos são convertidos em pulsos de luz por um fotoemissor. Estespulsos representam os valores digitais binários (0 e 1 ). Apesar de confinada em um meiofísico, a luz transmitida através da fibra óptica alcança as maiores taxas de transmissão dedados praticamente não apresentando atenuação por quilômetro, o que permite grandesespaçamentos entre repetidores.

Porém há de se considerar alguns aspectos contrários do uso da fibra óptica emsistemas de telecomunicação de redes de distribuição de energia. A principal dificuldade deimplantação dessa tecnologia está relacionada ao custo elevado da fibra e de sua manutenção. (DUART, p. 21-55) Além disso, vale citar que por ser uma rede física está sujeita à danos queinterrompem a comunicação dos IEDs com o COD.

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• Rádio:No contexto de automação da distribuição esse meio de comunicação é o mais usado

pelas concessionárias de energia. No Brasil a ANATEL reserva a faixa de frequêncialicenciada de 452 a 454 MHz para fins de supervisão e controle. Uma rede de rádio aplicadaem sistemas de automação da rede de distribuição conta com transceptores, receptores,repetidores e antenas e podem operar em frequências licenciadas ou não, com diferentesvelocidades de transmissão.

Sua aplicação nos sistemas self-healing pode ser através de diferentes topologias. Atecnologia mais simples é denominada Ponto-a-Ponto, onde é usado um par de rádios paracomunicação bidirecional sendo necessário que haja visada direta entre as duas antenas. Deoutra forma demos a topologia Ponto-Multi-Ponto, onde um rádio concentrador operandocomo mestre (client) se comunica de forma bidirecional com diversos rádios operando comoescravos (server).

Quanto ao desempenho dos rádios de alta frequência em sistemas self-healing valeressaltar a alta taxa de transferência de dados proporcionada por essa tecnologia, com seufuncionamento independente da condição da rede. De outra forma, sua funcionalidade éafetada por obstáculos físicos como prédios, casas e morros.

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Tabela 2 - Características de rádios digitais

Fonte: Adaptado de Afonso e Moreira (2014)

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2.5.2 Topologias de telecomunicação

A definição da topologia da rede de telecomunicação depende da aplicação que visaatender, da confiabilidade necessária do sistema e do custo operacional. As principaistopologias de comunicação são estrela, anel e barramento, sendo referidas à arquitetura físicado sistema ou as lógicas de como os dados fluem pela rede. De forma simplificada, podemosentender que a topologia de uma rede de telecomunicação define a forma pela qual os IEDsque compõem uma rede se interligam.

É importante destacar que existem duas principais abordagens em topologias detelecomunicação: a visão física e a lógica. A primeira pode ser entendida como o meio físicoque a topologia utiliza (cabeamento) e a segunda referencia ao modo de como flui ainformação pela rede (FOROUZAN, 2008).

• Estrela:A configuração dessa topologia está representada na Figura 7. Nessa topologia, cada

unidade remota se conecta ao nó central (concentrador/hub/switch) que atua como Mestre,solicitando informações de cada remota.

Essa arquitetura permite a adição (ou remoção) de diferentes remotas, permitindo ouso de diferentes protocolos de comunicação, o que garante a integração de diferentestecnologias além de se mostrar uma vantagem para atuar em sistemas que demandam umamanutenção regular. Por outro lado, existem pontos desfavoráveis nessa topologia, uma vezque as remotas não possuem comunicação direta entre si, o mestre concentra todo o tráfego dedados, sendo normalmente necessário um ponto de redundância (AFONSO et al, 2014) .

Figura 8 - Topologia estrela de telecomunicação

Fonte: AFONSO et al 2014

• Anel:A configuração da topologia em Anel está representada na FIGURA 8 . Nessa

topologia as unidades remotas estão conectadas diretamente entre si, sem a necessidade de um

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concentrador funcionando como Mestre. Dessa forma os dados são transmitidossequencialmente, funcionando de forma que cada remota verifica se a informação que chegalhe é destinada e a processa, caso contrário, é transmitida para a remota seguinte que realiza omesmo check, garantido que a informação irá chegar para a remota correta.

Destaca-se como ponto desfavorável dessa arquitetura a necessidade de se utilizarconfigurações de forma a deixar o fluxo de dados bidirecional, o que minimiza os danos nocaso do fluxo de dados unidirecional, uma vez que a falha de uma remota acarreta a falha detoda a rede (AFONSO et al, 2014).

Figura 9 - Topologia em anel de telecomunicação

Fonte: AFONSO et al, 2014

• Barramento:A configuração da topologia em barramento está representada na Figura 10. Nessa

arquitetura um único cabo permite a conexão de todas as remotas entre si. Os dados sãotransmitidos de modo bidirecional de modo broadcasting, ou seja, quando uma remota enviaum pacote de dados, todas as remotas irão receber essa informação e verificar se lhe foidestinada. Caso a informação tenha sido recebida sem anomalias é enviado um aviso derecepção à remota emissora (AFONSO et al, 2014).

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Figura 10 - Topologia em barramento de telecomunicação

Fonte: AFONSO et al, 2014

Tabela 3 - Comparação das topologias de telecomunicação

Fonte: Adaptado de Forouzan (2008)

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2.5.3 Protocolos de comunicação padronizados para o sistema self-healing

A aplicação de protocolos de comunicação está se tornando cada vez mais importanteno setor de energia elétrica e especialmente em soluções de automação de rede. A maioria dassoluções modernas para automação utiliza as mais novas tecnologias de comunicação paratroca de informações críticas(DUART, p. 21-55).

IEC 61850

A norma IEC 61850, visa garantir a interoperabiliadade entre IED’s de diversosfabricantes, possibilitando o compartilhamento de um mesmo canal de comunicação com oobjetivo de trocar informações e comandos com outros equipamentos. A norma permite aimplantação das funções de proteção, automação e controle das subestações. Portanto, deveconsiderar os requisitos operacionais de tais funções, sem limitar, em hipótese alguma, osurgimento de novas funções ou a alteração de funções já existentes.

Padrão para "Redes e sistemas de comunicação em subestações", utiliza tecnologiasde rede para todo tipo de troca de informações dentro de uma subestação. Este sistema decomunicação tornou-se parte integrante do design do sistema de proteção e controle, masdestina-se a ser usado dentro do limite da subestação principal e não para comunicação comdispositivos remotos.

IEC 60870-5-101 / 4:

Este protocolo é amplamente utilizado para conectar a RTU primária com o sistemahost SCADA e fornecer informações sobre o status do equipamento de proteção para o centrode controle.

A norma é dividida em:• Padronização da comunicação entre RTU’s e centros de controle;• Padronização da comunicação de dados de proteção;• Protocolos para comunicação em redes TCP/IP.

DNP3: O protocolo de rede distribuída (DNP) (em inglês Distributed Network Protocol) foi

desenvolvido para facilitar a comunicação entre vários tipos de equipamentos de aquisição econtrole de dados. Este protocolo é usado principalmente para comunicação entre estaçõesSCADA de um lado, e unidades de terminais remotas (RTUs) e IEDs, por outro. É umprotocolo de comunicação aberto e não-proprietário, adaptado para ser implantado emaplicações seguras.

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2.5.4 Requisitos de comunicação com o COD

Uma comunicação para automação de rede deve satisfazer os seguintes requisitos:• Sistema seguro e robusto que garanta disponibilidade dos equipamentos• Monitoramento de informações analógicas como tensão e corrente, assim como do

estado dos religadores, disjuntores, chaves seccionadoras, bancos de capacitores, reguladoresde tensão, sensores de falta, etc.

• Comando remoto pelo COD através de um sistema SCADA, possibilitando que ooperador efetue bloqueios de automatismo e bloqueios de religamento para trabalhos de linhaviva

• Alarmes que notificam os operadores do COD uma alteração da configuração da redeelétrica, de forma a garantir que uma tomada de decisão assertiva do operador caso sejanecessária.

• Armazenamento de informações analógicas e de status dos IEDs supervisionados,afim de garantir uma análise investigativa pós operação no caso de irregularidades

• Interface gráfica para análise da carga e disponibilidade de fonte em tempo real• Parametrização remota das configurações dos grupos de proteçãoAlém dos requisitos funcionais, o sistema digital de automação oferece as seguintes

facilidades:• Interface Homem-Máquina (IHM) amigável• Recursos para integração de equipamentos de campo de diferentes fornecedores• Facilidades de expansão e manutenção

2.6 RELIGADORES AUTOMÁTICOS

Conforme a ANSI / IEEE C37.100, o religador automático é um dispositivocontrolado de forma automática com a função de interromper e religar automaticamente umcircuito de corrente alternada, com uma sequência predeterminada de abertura e religamento,seguida de reinicialização, fechamento definitivo ou abertura definitiva. (LEITAO, p. 1-20)Os religadores são capazes de abrir sob condições de falha, e estão equipados com proteção,capacidade de controle remoto e os dispositivos auxiliares necessários (isoladores, sensores /transformadores de tensão / corrente, para-raios etc.). Como a maioria das falhas desobrecarga pode ser transitória, os religadores incluem alguma lógica interna para"religamento". Isso consiste em: após uma abertura, aguarde por um período predefinido e,em seguida, religue. Se as condições de falha permanecerem, ele seguirá essa mesmasequência até 3 ou 4 vezes antes de travar na posição aberta. Se a falha transitória foreliminada durante o período aberto, o religador automático permanecerá fechado e a operaçãonormal da linha de energia é retomada.

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Figura 11 - Ciclo de religamento automático do religador

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Na solução de self-healing semi-centralizado AIR as filosofias aplicadas emreligadores automáticos foram:

• RL (Religador): opera com recursos de religamento;• CZ (Chave): funciona como um interruptor de interrupção de carga, não possui

capacidade de indicação de falha;• IF (Indicador de Falta): funciona como um interruptor de carga, inclui capacidade de

detecção de falhas;• SL (Seccionalizador): opera como um seccionalizador, abrindo entre a operação de

um religador a montante;

Figura 12 - Modelo de painéis e parte ativa de religadores

Fonte: Elaboração própria , 2018

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3 METODOLOGIA PROPOSTA

O desenvolvimento deste capítulo visa apresentar a metodologia adotada neste trabalho visando o cumprimento dos objetivos estabelecidos anteriormente. A seguir será apresentada a definição da solução de automação inteligente de redes, assim como as tecnologias de automação implantadas no projeto. Será desenvolvida uma análise sistêmica criteriosa das funcionalidades de operação do AIR diante de condições específicas de procedimentos e eventos de operação da rede de distribuição de energia elétrica. Porfim, a metodologia contempla as principais etapas de parametrização das lógicas de automação do AIR no software AcSELerator RTAC e apresentada a definição da solução das tecnologias implantadas de telecomunicação.

3.1 AUTOMAÇÃO INTELIGENTE DE REDES (AIR)

O projeto Automação Inteligente de Redes (AIR) é uma solução de automação da rede de distribuição através de um sistema self-healing semi-centralizado, responsável por localizar e isolar a falta, restabelecendo por um alimentador saudável, quando possível, o maior número de clientes afetados. O sistema permite interface com equipamentos religadores, chaves-seccionadoras e sensores de falta, com integração por protocolo DNP3, com comunicação baseada em fibra óptica, rádio digital, BGAN, VSAT e (ou) modem 3G.

A aplicação do sistema semi-centralizado permite manter um custo de telecomunicação mais viável, possibilitando a inclusão de um grande número de religadores em ilhas, dentro de um esquema FLIR (Fault Localization, Isolation and Restauration), bem como análise em tempo real de todas as condições do circuito, incluindo a capacidade de carga dos segmentos da rede, alimentadores e transformadores das subestações envolvidas, levando a aplicação do sistema em locais com grande concentração de clientes, condições limitadas da rede, sazonalidade e prioridade de cargas, dentre outros.

Faz-se necessário destacar, que o AIR se traduz em uma solução de automação da rede de distribuição, uma vez que, por se basear nos princípios de automação e controle, precisa-se de sensores e atuadores distribuídos de forma eficiente, comunicando com um ponto central(Sistema de Controle) localizado por exemplo na subestação, e este, disponibilizando supervisão ao Centro de Operações de Distribuição, COD, via sistemas supervisórios, por exemplo, SCADA. Assim, o AIR compreende estudos técnicos de viabilização e eficiência da rede, como obras de novos alimentadores, recondutoramento de trechos visando viabilizar manobras; interligação entre alimentadores e subestações com instalação de equipamentos seccionalizadores; instalação de sensores de falta em alimentadores radiais; reposicionamento e instalação de novos religadores; atuando como Feeder RL (Religador), Feeder SL(Seccionalizador), Feeder IF (Indicador de Falta), TIE RL (Religador) e TIE CZ (Chave sem proteção) e TIE SL (Seccionalizador).

3.2 TECNOLOGIA IMPLANTADA DE AUTOMAÇÃO

A tecnologia de automação implantada na solução AIR de Mairiporã, foi o RTAC3530-4 da Schweitzer Engineering Laboratories que possui especificação técnica de acordocom (SEL-3530-4..., p. 1-16). Este controlador lógico de automação de tempo real, possuicomo funcionalidades:

1. Detecção de falha permanente;2. Detecções de fase aberta (por exemplo, jumper quebrado e barramento desubestação inoperante);3. Dois estágios de detecção de sobrecarga;4. Isolamento de zonas com falha do alimentador;5. Restauração de zonas não abatidas do alimentador;6. Seccionalização automática e restauração por múltiplas fontes;7. Mitigação de sobrecarga, incluindo transferência de carga;8. Monitoramento de condição anormal (por exemplo, bloqueio de religamento paratrabalhos em linha viva, controle de supervisão desativado, falha de comando, falha nocontrole do religador e falhas na comunicação);9. Seleção de alimentação alternativa com base nas condições de margem decapacidade de carga e tensão;10. Interface para controle de supervisão e aquisição de dados (IHM);11. Registro e visualização da Sequencia de Eventos (SOEs);12. Serviços de acesso remoto para computadores remotos;13. Resposta a múltiplas falhas simultâneas e / ou seqüenciais;14. Sequência automatizada de retorno ao normal (RTN);15. Detecção de perda de fonte com restauração comandada por tempo parametrizado;16. Interação inteligente com esquemas de loop de backup, esquemas de transferênciaautomática e controle de tensão;17. Operação do alimentador limitada em condição de loop ;18. Detecção de condutores em curto-circuito;19. Paramtrização de geração distribuída;20. Detecção de discrepância de tensão;21. Indicação dinâmica do status da topologia;22. Gerenciamento por um controlador redundante.

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Figura 13 - RTAC 3530-4

Fonte: Elaboração própria, 2018.

A seguir é apresentado um fluxo de operação do controlador da automação dadistribuição .

Figura 14 - Fluxo de operação do RTAC

Fonte: Elaboração própria, 2018.

40

A etapa “Inicializar” é executada quando o controlador liga.A etapa “Inicializar” atua para redefinir as variáveis internas e condições de alarme.

Durante este passo, a configuração do sistema de distribuição é avaliada para determinar oestado de funcionamento normal. Depois que a etapa “Inicializar” for executada, a sequênciapassa para a etapa “Desarmado”.

A etapa “Desarmado é executada após a etapa Inicializar ser concluída com êxito ou seocorrer uma falha na sequência durante as etapas “Atualizar”, “Analisar”, “Isolar” ou“Recomposição”. A etapa “Desarmado” monitora um comando de habilitar enviado pelooperador. E se este comando é detectado, a sequência transita para a etapa “Preparado”. Aetapa “Desarmado” também monitora um comando RESET enviado pelo operador que, sedetectado, retorna a sequência para o passo “Inicializar”.

A etapa “Preparado” é executado quando um operador habilita o sistema. O sistematambém retornará à etapa “Preparado” quando a carga for restaurada. Nesta etapa, o sistemamonitora eventos que requerem uma análise mais aprofundada. Um evento pode ser umaindicação de subtensão ou uma indicação de falta reportada pelo controle do religador ou pelorelé do alimentador. A detecção de evento garante que o sistema seja bloqueado diante decondições anormais no circuito relacionado, como configuração anormal do circuito,indicação de trabalho de linha viva, bloqueio de religamento, controle de supervisão remotodesativado ou falha de comunicação. Uma vez que um evento é confirmado, a sequênciapassa para a etapa “Atualizar”.

A finalidade da etapa “Atualizar” é iniciar uma pesquisa de status de todosdispositivos do sistema. É importante pois fornece dados atualizados para o sistema podertomar decisões. Além disso, a verificação de status gerencia os dispositivos comcomunicação, gerando um alarme de comunicação caso algum dispositivo não responda. Umavez que os status dos dispositivos foram atualizados, a sequência passsa para o passo“Analisar”.

O objetivo da etapa “Analisar” é determinar se ocorreu uma falta permanente ou seexiste uma condição de abertura de fase. . A análise do evento garante que o sistema sejabloqueado diante de condições anormais no circuito relacionado. Se o sistema determinar queexista uma falta permanente, a sequência passa para a etapa “Isolar”. Se o sistema determinarque a condição do evento não exista mais, a seqüência retorna para a etapa “Preparado”. Seum novo evento é detectado nesta etapa, a seqüência retorna à etapa “Atualizar” para outraverificação do status dos dispositivos porque o novo evento exige que o DAC obtenha novas eatualizadas informações.

A etapa “Isolar” é executada quando o sistema identifica que um trecho doalimentador possui uma falta permanente ou uma fase aberta. O objetivo da etapa” “Isolar” émanobrar a rede por dispositivos para isolar o trecho afetado pela falta. Como na etapa“Analisar”, se um novo evento for detectado , a seqüência retorna para a etapa “Atualizar”

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para outra verificação de status dos dispositivos.A etapa “Restaurar” é executada após o sistema isolar com sucesso a seção do

alimentador com defeito. Se houver zonas desenergizadas a jusante da zona afectada que foiisolada, o sistema tenta restaurar essas zonas por um alimentador alternativo, fechando umdispositvo de manobra normalmente aberto que faz a ligação com um alimentador saudáveladjacente. Mais uma vez, se um novo evento for detectado, a sequência volta para a etapa“Atualizar” para outra verificação de status dos dispositivos .

Depois que a etapa “Recomposição” é executada, a sequencia passa de volta para aetapa “Preparado”, onde o DAC continuará monitorando o sistema para receber um novoevento.

3.2.1 Definição do método de operação do sistema

A solução que executa a auto reconfiguração dinâmica do sistema, também conhecidacomo transferência automática, integra dados em tempo real da rede de distribuição paradetectar distúrbios e reconfigurar automaticamente a rede, isolando o segmento (trecho delinha) onde foi detectada a falta e reduzindo o número total de consumidores interrompidos. Oobjetivo principal da implantação de uma solução como esta é de acelerar a tomada de decisãoem situações onde seja possível reconfigurar a rede em um intervalo de tempo reduzido(próximo de um minuto), reduzindo efetivamente o índice DEC das áreas não atingidas e,devido à característica de operação dinâmica da solução que visa minimizar a quantidade demanobras realizadas, poderá haver como consequência redução também do índice FEC.

3.2.2 Definição das funcionalidades

A solução possui um algoritmo que detecta situações em que o sistema requerisolamento e transferência de fonte, baseadas em parâmetros definidos pelo usuário. Elatambém têm a capacidade para executar transferência automática em eventos como defeito nocircuito, sobrecarga, subtensão (falta de tensão monofásica ou trifásica em um alimentador ouequipamento) e sub ou sobrefrequência. O algoritmo também é capaz de realizar arecomposição, sem um limite pré-definido de manobras, atuando de forma a restabelecer amaior quantidade de clientes possível, com o menor número de manobras, monitorando emtempo real a carga e a saúde de todos os equipamentos envolvidos. Pela flexibilidade dasolução, futuramente poderão ser adicionadas outras funcionalidades, agregando outrassoluções de Smart Grid, como por exemplo Sistemas Volt-Var e Compensadores de Reativos.

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3.2.2.1 Integração

Atualmente a Elektro Redes possui cinco fornecedores de equipamentos religadoreshomologados. e Qualquer dispositivo que utiliza um protocolo de comunicação pode serintegrado ao sistema, eliminando a necessidade de equipamentos adicionais ou conversores deprotocolo. A solução é compatível com os controles existentes assim como novas gerações decontroles. Também integra-se facilmente ao sistema SCADA, permitindo aos operadorescontrolar os IEDs.

Figura 15 - Modelos de painéis de controle de religadores

Fonte: Elaboração Própria , 2018

3.2.2.2 Meio de comunicação flexível

A solução é flexível para trabalhar com diversas tecnologias de comunicação, comorádios digitais UHF, fibra óptica, modems celulares (GPRS, 3G, etc), BGAN (BroadbandGlobal Area Network) e VSAT (Very Small Aperture Terminal). É possível trabalhar commais de uma tecnologia de comunicação na mesma topologia, permitindo alavancar ainfraestrutura de comunicação existente e atualizar para novas tecnologias de comunicação nofuturo conforme necessidade.

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Figura 16 - Religador com comunicação: (a) Via fibra óptica. (b) Satelital VSAT. (c) Satelital BGAN. (d) Rádiodigital.

Fonte: Elaboração própria, 2018

3.2.2.3 Dinâmico

A solução permite detectar a execução de operações realizadas pelo Centro deOperações e (ou) operações manuais executadas em campo, como status aberto (fechado),modo local (remoto), recomposição ativa (bloqueada), bypass ou fora de serviço e se adaptaràs novas condições da rede, sem perda da capacidade de auto reconfiguração.

3.2.2.4 Escalonável

O sistema permite ao usuário adicionar ou remover dispositivos facilmente utilizandouma interface padronizada, podendo ser realizado as alterações de forma local e remota. Onúmero de fontes de alimentação e dispositivos de manobra que podem estar sujeitos àreconfiguração é limitado somente pela capacidade de fluxo de carga da rede e pela estruturade comunicação.

3.2.2.5 Log de eventos do sistema

O sistema permite realizar o registro completo de cada dispositivo em operação e doestado das modificações. Durante um evento, cada passo é registrado incluindo-secomentários sobre a tomada de decisão da lógica de transferência executada com sucesso ounão e todas as ações executadas. Todos os registros são marcados com data e horário. Osdados são armazenados pelo período mínimo de 1 ano e as informações também sãodisponibilizadas via protocolo DNP3 para o sistema SCADA.

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Tabela 4 - Log de eventos reportados para o SCADA

Fonte: Elaboração Própria , 2018

3.2.2.6 Visualização

A automação pode ser visualizada para monitoramento e/ou controle do sistema. Ocontrole do sistema pode ser executado ao nível de subestação com uma IHM ou no Centro deOperações utilizando os comandos do SCADA, via protocolo DNP3. O software permite aosusuários do sistema monitorar a operação e desempenho dos equipamentos de distribuição,apresentando toda informação regularmente mostrada pelo sistema SCADA tradicional deuma forma menos complexa e mais fácil de implantar e utilizar. O sistema coleta um históricooperacional detalhado de longo prazo (mínimo de 1 ano) que permite à concessionáriacompreender a operação do sistema, planejar manutenção e elaborar programas de melhoriade eficiência.

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3.2.2.7 Segurança nas operações

Toda operação realizada pelo sistema deve ser precedida de verificações de segurança.Antes de realizar qualquer comando de reconfiguração de rede, o sistema analisa e certifica-sede que:

• Todos os dispositivos da manobra da rede estão com comunicação ativa e não háfalha de comando;

• Não existe sinalização de trabalho de linha viva e(ou) bloqueio de religamento notrecho a ser restabelecido;

• Existe tensão e capacidade de corrente no alimentador alternativo que irá restabelecero outro;

• Todos estão com indicação de operação remota habilitada;• Todos os dispositivos indicam estado de saúde normal;• Automação habilitada no nível do sistema e no nível do alimentador e equipamentos

envolvidos a manobra;• Os dispositivos de manobra normalmente abertos não estejam com sinalização de

“by-pass” (normalmente colocados manualmente).Essas condições devem ser respeitadas somente nos alimentadores de rede envolvidos

no evento. Caso haja qualquer indicação que possa por em risco a segurança da operação,tanto de vidas quanto da rede, a transferência é bloqueada e um alarme é exibido com omotivo pelo qual a transferência não foi executada.

3.2.3 Arquitetura do sistema de automação

O sistema permite trabalhar como Gateway através do protocolo DNP 3.0 ,funcionando como mestre dos Religadores e chaves telecomandadas e escravo do sistemaSCADA.

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Figura 17 - Arquitetura simplificada do sistema de automação

Fonte: Elaboração Própria , 2018

O sistema é hierárquico oferecendo diversos níveis de supervisão e controle. Essaabordagem é feita de forma a balancear a complexidade e flexibilidade do sistema.

A solução de Recomposição Automática permite comandos de habilitar/desabilitarpelos seguintes níveis:

3.2.3.1 Nível de sistema

Refere-se a todo o sistema de Recomposição Automática construído dentro daaplicação e contempla todos os componentes supervisionados e controlados do unifilar. Épossível neste nível habilitar/desabilitar todas as lógicas de automação que se sobrepõe atodos os demais níveis.

3.2.3.2 Nível de transformador

O nível de transformador permite habilitar/desabilitar o sistema de RecomposiçãoAutomática para determinado transformador. A leitura de sua carga em tempo real é a

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somatória da leitura das cargas dos alimentadores que estão vinculados a ele, sendo possívelparametrizar um nível máximo de capacidade de carga do Transformador.

3.2.3.3 Nível de alimentador

O nível de alimentador possibilita que os sistemas de Reconfiguração Automática e de Gerenciamento de Carga sejam desabilitados, de forma independente, uma vez que houver uma manobra na rede, por exemplo, ou que seja necessária uma priorização de carga noalimentador em questão.

3.2.3.4 Nível do dispositivo

Todos os dispositivos normalmente abertos (NA) ou normalmente fechados (NF)podem ser individualmente desabilitados das lógicas de automação temporariamente, utilizando o modo “bypass” ou “Out of Service”. Dessa forma o sistema de Recomposição Automática passa a desconsiderar o dispositivo na tomada de decisão para reconfiguração darede.

3.2.4 Definição das filosofias de operação dos algoritmos de gerenciamento

A seguir serão apresentados os algoritmos de gerenciamento que compõem o AIR.

3.2.4.1 Algoritmo de gerenciamento de falta

O algoritmo de gerenciamento de falta tem a função de detectar a presença de uma falta permanente através de indicação de correntes de falta e indicação de lockout, isolar o trecho afetado e reconfigurar a rede, resultando na transferência de zonas desenergizadas para alimentadores alternativos no intuito de restaurar a energia no maior número de consumidores possível. O algoritmo leva em conta problemas como falha de coordenação da proteção, falta de informações e dispositivos do sistema que não interrompem curtos-circuitos, tais como chaves automatizadas ou indicadores de falta. Uma vez que uma sinalização de falta ou sinal de “lockout” é recebido pelo sistema, a informação entra em processo de validação pelo algoritmo. O sistema executa uma requisição geral de forma a certificar que todos os pontos dos dispositivos estão atualizados no banco de dados em tempo real. O dispositivo que enviou a indicação de “lockout” é o ponto de partida para a localização da falta. Cada dispositivo reportará uma ou mais informações para a pergunta de qual dispositivo percebeu a falta. A resposta pode ser:

SIM: A indicação de falta foi recebida

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NÃO: A indicação da falta não foi recebidaNão sei: O dispositivo não foi capaz de reportar a falta em virtude de falha de

comunicaçãoNão tenho como saber: O dispositivo não tem capacidade de detectar faltas

Uma indicação SIM significa que a falta ocorreu à jusante do dispositivo fazendo com

que o mecanismo de automação busque a localização de corrente de falta nas próximas zonas.Uma indicação NÃO sinaliza que o dispositivo não percebeu uma falta no lado carga dodispositivo. Em geral, a falta está localizada entre o último dispositivo que reportou SIM e oprimeiro dispositivo que reportou NÃO e o sistema então envia os comandos necessários pararealizar o isolamento do trecho de linha (zona) com consequente restauração da tensão naszonas adjacentes pelas demais fontes conectadas, dependendo de sua condição dedisponibilidade de carga e limites operacionais. No caso de falhas de comunicação, o sistemanão poderá isolar faltas além do dispositivo em falha de comunicação e poderá restaurar atensão até este dispositivo.

3.2.4.2 Algoritmo de gerenciamento de tensão

O sistema executa o gerenciamento de tensão em qualquer equipamento. O sistemapode ser configurado para trabalhar apenas com subtensão monofásica, trifásica ou ambas. Naeventualidade de falta de tensão, somente o dispositivo normalmente fechado mais próximodo ponto de falta da alimentação precisa ser aberto para evitar retroalimentação. Então atravésde um dispositivo normalmente aberto o algoritmo executa a transferência da alimentaçãopara outro alimentador considerando a maior disponibilidade, baseada em sua carga e limitesde operação. A presença de tensão na fonte alternativa é sempre verificada antes de executaruma operação de transferência.

3.2.4.3 Algoritmo de gerenciamento de carga

O sistema possui um algoritmo de gerenciamento de carga que atua de forma atransferir a carga para um alimentador alternativo caso seja detectada sobrecarga em umtransformador, alimentador ou equipamento. Esta funcionalidade pode ser desabilitada peloSCADA ou ao nível de configuração do alimentador. A transferência de carga ocorre quandoa corrente exceder os limites estabelecidos pelos parâmetros configurados no trecho a jusantedo equipamento. O algoritmo de automação utiliza as correntes nominais reportadas pelosdispositivos para calcular as capacidades de corrente. O sistema possibilita a reconexão, decargas descartadas durante uma sobrecarga, após um tempo onde houver limite parafornecimento. Esta função é configurável ao nível de alimentador e equipamentos.

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O sistema contém uma opção para priorizar cargas dentro de um conjunto, afim de quedurante a avaliação do descarte de carga, quando ocorrer um evento de sobrecarga, o sistemade automação evite o descarte de cargas consideradas prioritárias o fornecimento de energia(ex.: hospitais).

3.2.4.4 Algoritmo de gerenciamento da frequência do sistema elétrico

O gerenciamento de frequência do sistema elétrico permite que os equipamentos dosistema se abram, descartando trechos com o intuito de alívio de carga (função ERAC), semqualquer resposta do sistema de Recomposição Automática. Existem várias causas em queisto é desejável, mas a mais comum é o alívio de carga por subfrequência.

3.2.5 Condições específicas de operação

A seguir são detalhadas algumas condições específicas do sistema AIR, o que se faznecessário uma vez que a segurança é premissa fundamental para a operação de qualquermanobra de recomposição automática.

3.2.5.1 Modo local

O sistema é projetado para trabalhar com sinalização visual das condições operativasque inibem funções de automação. Um religador em modo local indica que há uma equipetrabalhando nesse equipamento, portanto nenhum comando pode ser executado de maneiraremota.

Figura 18 - Dashboard do relé do religador

Fonte: Painel do Religador

Para a lógica de automação do AIR, uma equipamento em modo local apresenta umacondição anormal de operação, uma vez que o RTAC monitora o status da supervisão remota

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de todos os equipamentos. Há de se considerar como condição específica para operação dosistema a seguinte situação:

Figura 19 - Definição dos elementos de manobra

Fonte: Elaboração Própria , 2018

i) Corrente de falta a jusante de R2 e R3 está em Modo Local:

Figura 20 - Rede com equipamento em modo local antes de atuar algorítimo da solução AIR.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R2 isola por proteção e como R3 está em modo local, o RTAC isola o próximoequipamento disponível (R4) e restabelece por R5:

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Figura 21 - Rede com equipamento em modo local após atuar algorítimo da solução AIR.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

3.2.5.2 Equipamento fora de serviço

Existem duas situações em que os religadores que compõem a topologia do AIRpodem estar fora de serviço temporariamente: quando o religador é instalado na rede masainda não foi realizado seu comissionamento para coloca-lo em operação e quando o religadorprecisa de manutenção. Deste modo o RTAC passa a desconsiderar tais equipamentos nasmanobras automáticas e atua sob condições específicas da seguinte maneira.

Exemplo 1: i) Corrente de falta à jusante de R3 (NF) que está fora de serviço:

Figura 22 - Rede com equipamento fora de serviço antes de atuar algorítimo da solução AIR por falta à jusante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

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ii) R2 abre pro Proteção e RTAC isola a corrente de falta através de R4, restabelecendopor R5:

Figura 23 - Rede com equipamento fora de serviço após atuar algorítimo da solução AIR por falta à jusante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Exemplo 2: i) Corrente de falta à montante de R3 (NF) que está fora de serviço:

Figura 24 - Rede com equipamento fora de serviço antes de atuar algorítimo da solução AIR por falta àmontante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R1 abre pro Proteção e RTAC isola a corrente de falta através de R2, restabelecendopor R5:

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Figura 25 - Rede com equipamento fora de serviço após atuar algorítimo da solução AIR por falta à montante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Exemplo 3: i) Corrente de falta à montante de R5 (NA) que está fora de serviço:

Figura 26 - Rede com equipamento fora de serviço antes de atuar algorítimo da solução AIR por falta àmontante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R3 abre pro Proteção e RTAC não atua:

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Figura 27 - Rede com equipamento fora de serviço após atuar algorítimo da solução AIR por falta à montante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

3.2.5.3 Bloqueio de religamento

Visando a eficiência operacional com a redução do DEC, a Elektro adota comofilosofia para serviços na rede por equipes especializadas a intervenção com a redeenergizada.

Nesses casos de intervenção na rede energizada é fundamental que o COD, ou asequipes de campo, bloqueiem o religamento do religador que está na retaguarda de onde aequipe irá trabalhar.

O comando de Bloqueio de Religamento coloca o equipamento em um modo queexecutará, após ser sensibilizado por uma corrente de falta, somente uma abertura por atuaçãoda curva rápida com indicação imediata de “lockout” (bloqueio).

Para a lógica de automação do AIR, uma equipamento com o religamento bloqueadoapresenta uma condição anormal de operação, uma vez que o RTAC monitora o status de"religamento ativo" de todos os equipamentos. Há a possibilidade de parametrizar o RTACpara operar com duas filosofias em situações em que há IEDs com bloqueio de religamento,sendo assim necessário considerarmos como condições específicas de operação do sistema:

Opção 1: Bloqueio de recomposição somente no trecho à jusante do

equipamento com bloqueio de religamento O RTAC isola o próximo equipamento a jusante do religador com bloqueio de

religamento, recompondo a rede ,quando possível, com manobras automáticas de fechamentoe abertura de IEDs.

Exemplo 1:

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i) Corrente de falta à jusante de R3 que está com bloqueio de religamento:

Figura 28 - Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuar algorítimo da solução AIR por falta àjusante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R3 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção atuando na curvarápida. O RTAC isola o trecho afetado, abrindo R4 e restabelece por R5:

Figura 29 - Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo da solução AIR por falta àjusante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Exemplo 2: i) Corrente de falta à montante de R3 que está com bloqueio de religamento:

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Figura 30 - Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuar algorítimo da solução AIR por falta àmontante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii)R2 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção. O RTAC isola o trechoafetado, abrindo R4 e restabelece por R5:

Figura 31 - Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo da solução AIR por falta àmontante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Opção 2: Bloqueio de recomposição do alimentador em que há equipamento

bloqueado o religamento O RTAC considera uma condição anormal para o alimentador em que há um religador

com bloqueio de religamento. Assim o RTAC não comanda a abertura de nenhum religador

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NF desse alimentador, podendo apenas fechar o religador NA como alternativa derecomposição diante de um evento em outro alimentador.

Exemplo 1: i) Corrente de falta à jusante de R3 que está com bloqueio de religamento:

Figura 32 - Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuar algorítimo da solução AIR por falta àjusante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R3 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção atuando na curvarápida. O RTAC não comanda nenhum IED:

Figura 33 - Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo da solução AIR por falta àjusante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

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Exemplo 2: i) Corrente de falta à jusante de R2 e R3 com bloqueio de religamento:

Figura 34 - Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuar algorítimo da solução AIR por falta àmontante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R2 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção. O RTAC não comandanenhum IED:

Figura 35 - Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo da solução AIR por falta àmontante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Exemplo 3: i) Corrente de falta à jusante de R12 com R3 bloqueado o religamento:

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Figura 36 - Rede com equipamento bloqueado o religamento antes de atuar algorítimo da solução AIR por faltaem alimentador diferente.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R12 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção. O RTAC isola otrecho afetado, abrindo R13 e restabelece por R5:

Figura 37 - Rede com equipamento bloqueado o religamento após atuar algorítimo da solução AIR por falta emalimentador diferente.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

3.2.5.4 Falha de comunicação

Assim como apresentado na seção "3.2 TECNOLOGIA IMPLANTADA DEAUTOMAÇÃO" a fase Atualizar é uma das etapas da operação do RTAC diante de umevento, onde é enviado a todos os IEDs uma solicitação de status. É extremamente importantepois fornece dados atualizados para o RTAC poder tomar decisões.

Por diferentes razões algum (ou alguns) IEDS podem não conseguir enviar seus dados

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diante da requisição do RTAC na etapa Atualizar, gerando um alarme de falha decomunicação que é considerado uma condição anormal para a operação do controlador.

Há a possibilidade de parametrizar o RTAC para operar com duas filosofias emsituações em que há IEDs com falha de comunicação, sendo assim necessário considerarmoscomo condições específicas de operação do sistema:

Opção 1: Bloqueio de recomposição do alimentador apenas quando há uma

corrente de falta à montante de um equipamento com falha de comunicação: O RTAC isola o próximo equipamento a jusante do religador com falha de

comunicação, recompondo a rede ,quando possível, com manobras automáticas defechamento e abertura de IEDs.

Exemplo 1: i) Corrente de falta à jusante de R3 e R2 com falha de comunicação:

Figura 38 - Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuar algorítimo da solução AIR por faltaà jusante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R3 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção. O RTAC isola o trechoafetado, abrindo R4 e restabelece por R5:

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Figura 39 - Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimo da solução AIR por falta àmontante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Exemplo 2: i) Corrente de falta à jusante de R1 e R3 com falha de comunicação:

Figura 40 - Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuar algorítimo da solução AIR por faltaà montante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R1 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção. O RTAC isola otrecho afetado, abrindo R4 e restabelece por R5:

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Figura 41 - Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimo da solução AIR por falta àmontante.

Fonte: Elaboração própria, 2018

Opção 2: Bloqueio de recomposição do alimentador com falha decomunicação O RTAC considera uma condição anormal para o alimentador em que há um religador

com falha de comunicação. Assim o RTAC não comanda a abertura de nenhum religador NFdesse alimentador, podendo apenas fechar o religador NA como alternativa de recomposiçãodiante de um evento em outro alimentador.

Exemplo 1: i) Corrente de falta à jusante de R3 e R2 com falha de comunicação:

Figura 42 - Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuar algorítimo da solução AIR por faltaà jusante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

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ii) R2 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção. O RTAC não comandanenhum IED:

Figura 43 - Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimo da solução AIR por falta àjusante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Exemplo 2: i) Corrente de falta à jusante de R1 e R3 com falha de comunicação:

Figura 44 - Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuar algorítimo da solução AIR por faltaà montante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R2 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção. O RTAC não comandanenhum IED:

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Figura 45 - Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimo da solução AIR por falta àmontante.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Exemplo 3: i) Corrente de falta à jusante de R12 e R3 com falha de comunicação:

Figura 46 - Rede com equipamento com falha de comunicação antes de atuar algorítimo da solução AIR por faltaem alimentador diferente.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

ii) R12 é sensibilizado pela corrente de falta e abre por proteção. O RTAC isola otrecho afetado, abrindo R13 e restabelece por R5:

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Figura 47 - Rede com equipamento com falha de comunicação após atuar algorítimo da solução AIR por faltaem alimentador diferente.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

3.2.5.5 Recomposição automática

Após um religador completar o ciclo de religamento sensibilizado por uma corrente defalta e for à bloqueio ("lockout") , o RTAC tentará reconfigurar a rede de forma a energizar amaior quantidade de carga possível considerando a capacidade dos alimentadores. O mesmoalgoritmo é utilizado para avaliar qual a melhor fonte alternativa considerando a margem decapacidade de cada fonte. No caso de haver mais de uma fonte alternativa, o usuário poderádefinir uma fonte preferencial. Caso no momento de uma reconfiguração a fonte preferencialnão possua capacidade disponível ou que não haja uma fonte preferencial configurada, osistema tratará a reconfiguração pelos algoritmos padrões e baseado na demanda disponívelpara a reconfiguração. Ao realizar uma reconfiguração, o RTAC tem a capacidade de enviarcomandos de troca de grupo de ajuste para os equipamentos, pois os parâmetros de proteçãodos equipamentos podem ser uma preocupação dependendo da fonte pela qual estão sendoalimentados. Uma série de condições é verificada antes de executar a recomposição:

Automação habilitada/desabilitada a nível de sistema, transformador, alimentador ouequipamento;

• Equipamento com ou sem automatismo (na configuração);• Modo Local ou Trabalho de Linha Viva;• Equipamento Fora de Serviço• Falha de comunicação;• Falha de mecanismo ou de leitura do equipamento;• Disponibilidade de fonte alternativa;• Trechos de linha não energizados;

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• Atuação prévia por alguma das seguintes razões: isolamento de falta, descarte decarga, isolamento por ausência de tensão ou desbalanço de frequência.

Caso nenhum desses itens esteja impedindo a reconfiguração, o RTAC irá avaliar amelhor alternativa para a recomposição seguindo os seguintes critérios:

Minimizar a sobrecarga acima da capacidade limite ;Minimizar a quantidade de carga desenergizada;Minimizar a quantidade de manobras dos IEDs;Minimizar a quantidade máxima de carga a ser restaurada por uma fonte não

preferencial;Maximizar a margem do alimentador; ou seja, a diferença entre a capacidade do

alimentador e a carga.

Figura 48 - Máquina de estados de recomposição automática

Fonte: Elaboração Própria , 2018

3.2.6 Parametrização do sistema de automação

O Software de parametrização do sistema de automação da distribuição é oAcSELerator RTAC. O propósito deste item é apenas apresentar as principais etapas deconfiguração do sistema.

O software AcSELerator RTAC inicia em uma tela onde ficam gravados os arquivosbackups dos projetos desenvolvidos. Aqui é possível ler e baixar aquivos que estão rodandono RTAC além de permitir a criação de novos projetos.

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Figura 49 - Tela Inicial

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Inicialmente se faz a definição da comunicação. No caso do projeto do AIR deMairiporã usamos a comunicação TCP/IP via protocolo DNP3.0.

O RTAC converte dados de protocolo de comunicação entre dispositivos eletrônicosinteligentes (fontes de dados) e o SCADA ou outros dispositivos de polling upstream(destinos de dados).

Figura 50 - Parametrização da comunicação: (a) Definição do protocolo DNP3.0; (b) Definição do driver decomunicação; (c) Definição dos parâmetros do driver de comunicação.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

.Como o RTAC atua como gateway de comunicação, sendo transparente entre osreligadores e chaves telecomandadas e o SCADA , a parametrização da comunicação segue atopologia:

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Figura 51 - Topologia de comunicação do gateway

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Após definir os drivers de comunicação descritos acima, se faz necessário a definiçãopor blocos lógicos dos IEDs que irão compor o sistema, como por exemplo religadores,disjuntores, concentradores de dados de subestações e por fim o controlador que irá gerenciaras aplicações do RTAC denominado "DA_Manager":

Figura 52 - Blocos lógicos: (a) Religador NA; (b) Religador NF; (c) Disjuntor; (d) Subestação

Fonte: Elaboração Própria , 2018

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Figura 53 - Bloco lógico do controlador de gerenciamento do RTAC

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Para que o "DA_Manager" execute a aplicação correta e segura dos algoritmosapresentados se faz necessário a definição do diagrama unifilar da rede, considerando todos osIEDs que fazem parte do sistema de automação.

Figura 54 - Bloco lógico - Diagrama unifilar da rede.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

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3.3 SOLUÇÃO IMPLANTADA DE TELECOMUNICAÇÃO

Diante da necessidade de garantir uma maior disponibilidade e efetividade dacomunicação com os IEDs, a cidade de Mairporã recebeu como solução uma rede de rádiosdigitais GE MDS Órbit, atuando na topologia ponto-multiponto, que se caracteriza pelapresença de um ponto central de acesso (Acess Point) comunicando com diversosequipamentos remotos distintos, o que garante uma transmissão de dados eficiente controladapor uma estação principal.

Figura 55 - Topologia de telecomunicação ponto-multiponto da cidade de Mairiporâ

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Os estudos teóricos de viabilidade dos enlaces de comunicação efetiva da rede detelecomunicação se baseiam nas coordenadas geográficas dos IEDs, a altura das antenas eperfil da topografia do local.

Os enlaces de rádio serão utilizados para aquisição de dados dos religadores e envio decomandos a partir do COD da Elektro.

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Figura 56 - Definição dos equipamentos usados no estudo de enlace de telecomunicação

Fonte: Elaboração Própria , 2018

Figura 57 - Estudo Teórico da topologia ponto-multiponto de Mairiporã

Fonte: Elaboração Própria , 2018

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4 SIMULAÇÕES E RESULTADOS

O Simulador Digital em Tempo Real (Real Time Digital Simulator- RTDS) é umsistema de simulação digital que permite realizar ensaios de aplicação de lógica e testes decomunicação DNP3.

O simulador se baseia em um modelamento da rede de distribuição com dados reais deequipamentos, condutores, estudos de proteção (pick-up), cargas registradas etransformadores de subestações.

Através da simulação em tempo real, pode-se validar o comportamento do sistemaantes da entrada em operação, através de diversas simulações de faltas nos relés, combinandocom situações anormais da rede, como falta de comunicação com algum equipamento,equipamento com bloqueio de religamento ou até mesmo equipamento bypassado ou fora deserviço.

Figura 58 - Simulador digital em tempo real

Fonte: Elaboração Própria , 2018

4.1 TESTE REAL:

Além da validação das lógicas parametrizadas no AcSELerator RTAC com o RTDS, aentrega do sistema AIR para o COD se confirma com o comissionamento e validação atravésde um teste envolvendo equipamentos reais. Do ponto de vista do sistema de automação, ostestes realizados com o RTDS garantem a operação correta e sobretudo segura do sistema,

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porém do ponto de vista de telecomunicação o teste real constata a viabilidade dos estudosteóricos de enlace dos rádios digitais, uma vez que diante da confirmação de um evento nosistema, o RTAC (mestre) envia uma solicitação de Classe 0 para os religadores (escravos)causando um aumento significativo de dados na rede de rádio frequência.

A seguir é apresentado o diagrama unifilar do sistema AIR de Mairiporã desenhado noSCADA.

Figura 59 - Rede elétrica de Mairiporã antes do teste real.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

O teste real apresenta uma condição crítica para a concessionária, uma vez que osclientes localizados entre os religadores que farão parte da manobra sentirão ausência detensão momentânea. Nesses casos a Elektro comunica as unidades consumidoras que serãoimpactados com um prazo de doze dias úteis, visando a transparência e o respeito com ocliente.

O teste selecionado para ser realizado na rede elétrica de Mairiporã contou com aatuação do algoritmo de gerenciamento de tensão, envolvendo um disjuntor, dois religadoresNF e dois religadores NA

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Figura 60 - Rede elétrica de Mairiporã depois do teste real.

Fonte: Elaboração Própria , 2018

O teste real inicia com a verificação da comunicação dos religadores que farão parteda manobra, o que garante que o RTAC não irá gerar uma condição anormal no sistema porfalha de comunicação. Após a verificação, equipes de campo se posicionam nos religadoresnormalmente fechados, visando sempre a segurança da operação diante da possibilidade deuma atuação indevida.

Em seguida o sistema AIR é habilitado pelo COD e é enviado um comando peloSCADA de pedido de abertura do disjuntor da subestação. Nesse momento o RTAC detectaum evento de ausência de tensão nos sensores do lado fonte dos religadores normalmentefechados e parte a lógica do algoritmo de gerenciamento de tensão.

A máquina de estados do algoritmo inicia a etapa "Atualizar", onde o RTAC solicitauma aquisição de todos os dados dos religadores envolvidos. Após a aquisição do status devariáveis binárias e leitura de variáveis analógicas de todos os religadores envolvidos o RTACinicia a etapa "Analisar". Aqui o RTAC inicia a análise efetiva do evento, verificando amelhor alternativa de atuação diante do evento de ausência de tensão causada pela abertura dodisjuntor na subestação.

Com o objetivo de garantir a segurança da rede elétrica o RTAC inicia a etapa "Isolar",

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manobrando a rede por dispositivos para isolar o trecho afetado pela falta de energia. Dessaforma os religadores NF que estão à jusante do disjuntor são abertos.

Após a isolação o RTAC entra na etapa "Restaurar". Aqui o controlador analisa asmelhores opções de recomposição de forma a minimizar os trechos desenergizados,priorizando o menor número de manobras para esse objetivo. Dessa forma os religadores NAde interligação com alimentadores saudáveis são fechados, restabelecendo a maior parcelapossível de unidades consumidoras e finalizando com sucesso a atuação do AIR.

4.2 RESULTADOS ESPERADOS:

A implantação da solução AIR na cidade de Mairiporã aponta como ganhos esperadospara a Elektro uma redução no DEC de 0,041 horas (o que representa uma redução de 5,72horas de DEC para a cidade de Mairiporã) e no FEC de 0,015. Além disso há uma melhora nasegurança das equipes de campo proporcionada pela menor exposição ao risco, impactandoem uma redução prevista de 970 horas/homem por ano e também uma redução nodeslocamento das equipes de restabelecimento estimada de 380 km/ano, impactandodiretamente em uma redução de custos.

Outros ganhos diretos obtidos com o projeto se refletem em alguns indicadores detelecomunicação após a instalação da rede de rádios digitais, como o aumento dadisponibilidade da comunicação para 98% e o aumento da efetividade da comunicação. Coma implantação de uma rede de rádio digital ponto-multiponto foi possível levar comunicaçãoem religadores onde não era possível mesmo com tecnologias via satélite devido à altaconcentração de mata nativa. Ainda no quesito de comunicação, foi possível garantir umsistema de comunicação independente das operadoras de telefonia móvel o que eliminou oscustos operacionais, melhorando a taxa de recuperação financeira do investimento.

Se faz necessário destacar que a implantação da solução AIR na cidade de Mairiporãcontempla cinquenta mil unidades consumidoras atendidas por uma rede de automação com40 religadores automáticos. O restabelecimento automático promove uma maior satisfaçãopara o cliente, uma vez que garante que a menor parcela possível irá ficar sem energia elétricadiante de uma condição de falta.

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5 CONSIDERAÇÕES FINAIS

Neste trabalho foi apresentada uma metodologia de análise sistêmica da solução deautomação inteligente de redes (AIR), contemplando as filosofias de operação adotadas deautomação de redes de distribuição e de telecomunicação. O trabalho pode ser dividido emtrês partes principais: (1) definição da filosofia do AIR como solução de self-healing semi-centralizado envolvendo adequações de processos de diversas áreas; (2) definição datecnologia implantada de automação apresentando as funcionalidades do sistema diante decondições específicas da operação de procedimentos e eventos da rede de distribuição deenergia elétrica da Elektro; (3) parametrização das lógicas de automação dos no softwareAcSElerator RTAC.

A seguir, são apresentadas as conclusões do trabalho e sugestões de continuidade.

5.1 CONCLUSÕES

A implantação de um sistema de self-healing semi-centralizado oferece mecanismoseficientes para reduzir o tempo de restauração da rede em caso de faltas, melhorando aqualidade do serviço prestado e mitigando possíveis penalidades pelo não cumprimento doslimites regulatórios dos indicadores de DEC e FEC. Além disso, apresenta-se como ótimaopção para as empresas que já possuem base instalada de religadores e infraestrutura detelecomunicação em sua rede, possibilitando a fácil integração com o RTAC.

A partir de diversas simulações no RTDS foi possível garantir a operação segura dosalgoritmos de gerenciamento de falta, tensão, carga e frequência diante de situações e eventosde anormalidade da rede de distribuição.

Ainda sobre os benefícios da aplicação da tecnologia do AIR, podemos destacar apossibilidade de integrar uma quantidade enorme de religadores ao sistema (todosequipamentos de uma grande cidade, mais de 200 religadores por exemplo), análise de cargaem tempo real, integração com subestações, manobras dinâmicas e inteligentes, maiorsegmentação da rede, acesso remoto aos equipamentos para parametrização e coleta deeventos, e por consequência redução do deslocamento das equipes de campo até osequipamentos.

Analisando as características do software de automação , o AcSELerator RTAC, épossível sugerir melhorias para a parametrização do sistema. Apesar de ser escalonável eflexível para adicionar ou retirar novos IEDs, a diagramação utilizada pelo software impede aimplementação rápida dessas alterações. Nesse sentido, uma proposta de estruturação visandofacilitar a parametrização da topologia e diagrama unifilar da rede de distribuição foi enviadaao fornecedor schweitzer engineering laboratories.

A Elektro aprovou o AIR, e hoje está planejando a expansão em mais 15 cidades de

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concessão da Elektro ao longo do ano de 2018. Os critérios utilizados para a seleção dascidades obedeceram às características geográficas, índices operacionais (DEC e FEC), multaspor transgressões, características técnicas das subestações e alimentadores das mesmas.

A instalação do sistema AIR é uma das grandes revoluções para a distribuição deenergia elétrica, tornando o projeto apresentado neste trabalho uma referência para a aplicaçãodesta tecnologia no setor de distribuição de energia elétrica do país

5.2 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS

Dentre as possibilidades de continuidade do trabalho apresentado nessa monografia,sugere-se:

- Definição de uma filosofias self-healing de telecomunicação, com estudos deviabilidade de soluções híbridas para a aplicação de rádios digitais operando com a topologiaponto-multiponto e mesh;

-Análise da integração da tenologia de self-healing descentralizado com comunicaçãoem uma camada inferior do AIR, possibilitando a atuação da recomposição automática emsituações de falha de comunicação em equipamentos que não fariam parte da manobra, masque na filosofia do AIR impactam em uma condição anormal para o controlador lógico detempo real na atualização de status dos religadores;

- Análise da definição da localização ótima de religadores e chaves seccionadoras parao AIR, acrescentando nas premissas das funções objetivo normalmente consideradas deeficiência operacional e restabelecimento também o ponto de vista de facilidade de enlaces decomunicação.

-Pela flexibilidade da solução, análises e estudos técnicos de viabilidade de adicionaroutras funcionalidades, agregando outras soluções de Smart Grid, como por exemplo SistemasVolt-Var e Compensadores de Reativos.

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