Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
SHÉRIDA ANNY TEIXEIRA ALVES
ANÁLISE DAS OPERAÇÕES NO SISTEMA ELÉTRICO DE MÉDIA TENSÃO
REALIZADAS PELO CENTRO DE CONTROLE DO SISTEMA DO ESTADO DO
CEARÁ
FORTALEZA
2014
SHÉRIDA ANNY TEIXEIRA ALVES
ANÁLISE DAS OPERAÇÕES NO SISTEMA ELÉTRICO DE MÉDIA TENSÃO
REALIZADAS PELO CENTRO DE CONTROLE DO SISTEMA DO ESTADO DO
CEARÁ
Trabalho final de curso submetido à
Universidade Federal do Ceará como parte dos
requisitos para obtenção do grau de Graduado
em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Dr. José Almeida do
Nascimento.
Fortaleza
2014
A Deus,
Aos meus pais Suêrda e Pedro Junior,
Ao meu irmão Pedro Neto,
Aos meus familiares e amigos.
AGRADECIMENTOS
A Deus, por me dar força, sabedoria, minha família, meus amigos e tudo o que
eu tenho e sou.
Aos meus pais, Suêrda e Pedro Junior, por me darem tanto amor, sempre
buscando a minha felicidade agora e no futuro, por não terem deixado eu desistir nos
momentos que era o que eu mais queria, por aguentarem com paciência os meus momentos
de estresse e mau humor e por sempre acreditarem em mim.
Ao meu irmão, Pedro Neto, por sempre demonstrar, apesar do seu jeito calado,
o seu amor por mim e por me usar como exemplo de pessoa, me forçando a sempre buscar
o meu melhor.
Aos meus queridos amigos, da faculdade e fora dela. Aos amigos que estudaram
comigo nas madrugadas e fins de semana, que me ensinaram, que me ajudaram e tiraram
muitas dúvidas. Aos amigos também que me ajudaram a aliviar o estresse, conversando,
rindo, cantando, dançando ou indo para o Órbita.
Aos meus familiares, por todas as orações, carinho e pensamentos positivos.
A todos que eu conheci nos dois anos de Coelce, pela amizade, paciência,
compreensão, incentivo e ajuda que me deram. Em especial, ao Lucas Colares, que, além
de ter me ajudado nesse trabalho com toda disponibilidade e paciência possível, virou um
amigo pro resto da vida.
Aos professores do departamento, pelos conhecimentos transmitidos com tanto
empenho, muitas vezes nos forçando ao máximo. Em especial, meu orientador, Prof.
Almeida, por me apoiar desde o começo da faculdade e me ajudar na realização desse
trabalho.
Agradeço a todos e sei que, apesar de muitas noites em claro e muito sofrimento,
sentirei saudades de vários momentos que vivi nesses cinco anos de engenharia elétrica.
“Engineering, where the noble semi-skilled
laborers execute the vision of those who think
and dream. Hello, Oompa-Loompas of
science!”
Sheldon Cooper
RESUMO
Atualmente, com os padrões de qualidade de energia cada vez mais rígidos e uma
legislação rigorosa, as distribuidoras trabalham intensamente para garantir qualidade do
fornecimento dentro dos níveis estabelecidos. Sabendo-se disso, foi realizada uma análise das
operações no sistema elétrico de média tensão da Companhia Energética do Ceará, abordando
os tópicos que permitem que essas operações atinjam os padrões de qualidade necessários e
detalhando as principais funções dos operadores de média tensão, tais como o monitoramento
da rede e a operação de incidências programadas e não programadas. É apresentada uma visão
geral do sistema elétrico de potência brasileiro até o Centro de Controle do Sistema do Estado
do Ceará, mencionando todas as áreas da Operação Técnica que contribuem direta ou
indiretamente na operação do sistema.
Palavras-chave: Operações no sistema elétrico de potência, média tensão, centro de operação,
operador do sistema, incidências, monitoramento da rede.
ABSTRACT
Currently, the standards of electric power quality are becoming more rigid and the
legislation is getting stricter, so the distributors are working harder to ensure these standards
are reached. Knowing this, an analysis of the operations in medium voltage network of the
Energy Company of Ceará was performed, presenting the topics that allow these operations
reach the required quality standards and detailing the main functions of medium voltage's
operators, that are network monitoring and operation of scheduled or unscheduled incidences.
An explanation of the Brazilian electric power system and the system's control center of Ceará
state is also presented, mentioning all areas of Technical Operations that directly or indirectly
influence the system operation.
Keywords: Operation of electric power system, medium voltage, operation center, system's
operator, incidences, network monitoring.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 2.1: Estrutura Institucional do Setor Elétrico Brasileiro ............................................. 17
Figura 2.2: Mapa do Sistema de Transmissão do SIN, 2014 ................................................. 20
Figura 3.1: Representação Gráfica da Estrutura Formal da Organização Coelce ................... 25
Figura 3.2: Mapeamento da Operação Técnica ..................................................................... 26
Figura 4.1: Centro de Controle do Sistema ........................................................................... 35
Figura 4.2: Distribuição Geográfica das Áreas da Diretoria Técnica ..................................... 38
Figura 5.1: Tela Principal do SAC........................................................................................ 49
Figura 5.2: Os quatro estados do Semáforo de Estado do Sistema ........................................ 50
Figura 5.3: Ícone Áreas de Responsabilidade ....................................................................... 50
Figura 5.4 - Ícone Logout ..................................................................................................... 50
Figura 5.5: Os dois estados do Estado de Mobilidade ........................................................... 51
Figura 5.6: Ícone Incremento ............................................................................................... 51
Figura 5.7: Os dois estados do Ícone Alerta .......................................................................... 51
Figura 5.8: Os dois estados do Ícone de Mensagens ............................................................. 52
Figura 5.9: Barra de Menu ................................................................................................... 52
Figura 5.10: Botão SAC 7 Menu .......................................................................................... 52
Figura 5.11: Ícones de Acesso Direto ................................................................................... 52
Figura 5.12: Quadro de Controle .......................................................................................... 53
Figura 5.13: Acompanhamento do Carregamento de Alimentadores ..................................... 54
Figura 5.14: Acompanhamento do Nível de Tensão das SED ............................................... 55
Figura 5.15: Diagrama Unifilar da SED PCI visto pela média tensão.................................... 56
Figura 5.16: Diagrama Unifilar do Alimentador 01C2 da SED PCI ...................................... 67
Figura 5.17: Visor de Incidências do SAC ............................................................................ 69
Figura 5.18: Ferramenta de Finalização de Incidências da Média Tensão ............................. 70
Figura 5.19: Programa de Manobra de MT ........................................................................... 72
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1: Alfabeto Fonético para Comunicação Verbal ..................................................... 46
Tabela 4.2: Numeração Fonética para Comunicação Verbal ................................................. 46
Tabela 5.1: Legenda dos Símbolos dos Equipamentos do SAC ............................................ 57
Tabela 5.2: Relatório de Acompanhamento dos Desligamentos Programados ....................... 58
Tabela 5.3: Primeira Parte do Relatório de Cargas Transferidas ........................................... 59
Tabela 5.4: Segunda Parte do Relatório de Cargas Transferidas ........................................... 59
Tabela 5.5: Relatório de Equipamentos Fora de Operação ou Operando com Restrição ........ 60
Tabela 5.6: Relatório de Anomalias...................................................................................... 61
Tabela 5.7: Endereço de Chaves do Alimentador 01C2 da SED PCI .................................... 64
Tabela 5.8: Carregamento de Transformadores e Alimentadores da SED PCI e Envolvidas.. 65
Tabela 5.9: Análise de Encontros de Alimentadores da SED PCI ......................................... 66
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ANEEL
ARCE
AT
BISE
CCEE
CCR
CCS
Chesf
CMSE
CNPE
Coelce
DEC
DEMEF
DEMEM
DIC
DIT
DMIC
DMS
DU
EPE
ERAC
FEC
FIC
Agência Nacional de Energia Elétrica
Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Estado do Ceará
Alta Tensão
Boletim de Interrupção de Suprimento de Energia
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
Centros de Controle Regionais
Centro de Controle do Sistema
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
Conselho Nacional de Política Energética
Companhia Energética do Ceará
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
Departamento de Manutenção de Média e Baixa Tensão Fortaleza
Departamento de Manutenção de Média e Baixa Tensão Metropolitana
Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora
Demais Instalações de Transmissão
Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora
Distribution Management System
Diagrama Unifilar
Empresa de Pesquisa Energética
Esquema Regional de Alívio de Carga
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora
HIS
MME
MT
NMS
NR 10
ONS
OT
POE
Prodist
RAO
RDP
ROS
SAC
SCADA
SDE
SED
SGD
SIN
UAM
UTR
Historical Information System
Ministério de Minas e Energia
Média Tensão
Network Management System
Norma Regulamentadora nº 10
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Ordem de Trabalho
Posto de Operação Elétrica
Procedimentos de Distribuição
Relatório de Análise de Ocorrência
Relatório Diário Parcial
Relatório de Ocorrência Significativa
Sistema de Ajuda à Condução
Supervisory Control and Data Acquisition
Sistema de Distribuição da Endesa
Subestação de Distribuição
Sistema de Gestão de Desligamentos
Sistema Interligado Nacional
Unidade de Apoio à Manutenção
Unidade Terminal Remota
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 15
1.1 Objetivos .............................................................................................................. 16
1.2 Estrutura do Trabalho ........................................................................................... 16
2 SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA BRASILEIRO ......................................... 17
2.1 Estrutura Institucional ........................................................................................... 17
2.2 Rede Básica .......................................................................................................... 19
2.3 Rede de Distribuição ............................................................................................ 20
2.4 Procedimentos de Distribuição.............................................................................. 21
2.4.1 Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição................... 22
2.4.2 Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica ....................................................... 23
3 OPERAÇÃO TÉCNICA DA COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ ............ 25
3.1 Pré-Operação ........................................................................................................ 26
3.1.1 Estudos Elétricos .............................................................................................. 26
3.1.2 Gestão de Intervenções ..................................................................................... 27
3.1.3 Estudos de Proteção ......................................................................................... 27
3.1.4 Coordenação do Comissionamento ................................................................... 28
3.2 Tempo Real .......................................................................................................... 28
3.2.1 Operação de Incidências Programadas de MT e AT ......................................... 28
3.2.2 Operações de Incidências Não Programadas de MT e AT ................................. 29
3.2.3 Monitoramento da Rede .................................................................................... 29
3.3 Atendimento Emergencial .................................................................................... 30
3.3.1 Operações de Incidências de BT ....................................................................... 30
3.4 Pós-Operação ....................................................................................................... 30
3.4.1 Desempenho da Operação ................................................................................ 31
3.4.2 Gestão da Qualidade do Serviço ....................................................................... 31
3.4.3 Normatização da Operação .............................................................................. 31
3.4.4 Análise de Ocorrência ...................................................................................... 32
3.5 Sistema de Informação Técnica ............................................................................ 32
3.5.1 Cadastro de Cliente e Cadastro de Rede ........................................................... 33
3.6 Manutenção das Proteções e Automação............................................................... 33
3.6.1 Manutenção da Proteção .................................................................................. 33
3.6.2 Manutenção da Automação............................................................................... 33
3.6.3 Comissionamento da Automação e Proteção..................................................... 34
3.6.4 Planejamento de Intervenções........................................................................... 34
4 CENTRO DE CONTROLE DO SISTEMA (CCS) ................................................... 35
4.1 Atribuições ........................................................................................................... 36
4.2 Áreas de Responsabilidade Operacional................................................................ 37
4.3 Operador de Sistema ............................................................................................. 39
4.4 Supervisor do CCS ............................................................................................... 40
4.5 Engenheiro de Sobreaviso..................................................................................... 42
4.6 Codificação Operacional ....................................................................................... 42
4.7 Comunicação Verbal ............................................................................................ 45
4.8 Comunicação entre Centro de Controle do Sistema e Central de Relacionamento . 47
5 OPERAÇÕES NA MÉDIA TENSÃO ....................................................................... 48
5.1 O Sistema de Ajuda à Condução (SAC) ................................................................ 48
5.1.1 Características Funcionais ............................................................................... 48
5.1.2 Tela Principal do SAC ...................................................................................... 49
5.2 Monitoramento da Rede........................................................................................ 53
5.2.1 Acompanhamento do Carregamento de Alimentadores ..................................... 53
5.2.2 Acompanhamento do Nível de Tensão das Subestações de Distribuição ............ 55
5.2.3 Acompanhamento dos Equipamentos de Linha Telecomandados ...................... 56
5.2.4 Atualização dos Relatórios ............................................................................... 57
5.3 Instruções de Operação ......................................................................................... 61
5.3.1 Instrução de Operação de Recomposição de Alimentador ................................. 63
5.4 Operação de Incidências Não Programadas ........................................................... 68
5.5 Operação de Incidências Programadas .................................................................. 71
6 CONCLUSÃO ............................................................................................................ 74
6.1 Sugestão de trabalhos futuros................................................................................ 75
7 REFERÊNCIAS ......................................................................................................... 76
15
1 INTRODUÇÃO
Atualmente, a energia elétrica passou a ser um recurso indispensável e estratégico para o
desenvolvimento socioeconômico de muitos países e regiões. Com os avanços tecnológicos em
geração, transmissão e distribuição, permite-se que a eletricidade chegue a quase todos os
cantos do planeta, incluindo lugares de difícil acesso da região norte do Brasil. (ANEEL, 2008)
Seguindo o exemplo de outros países, o Brasil começou um processo de privatização das
concessionárias estaduais e federais de energia elétrica, além da criação da Agência Nacional
de Energia Elétrica (ANEEL) e do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), com o intuito
de melhorar a qualidade e a continuidade do fornecimento de energia elétrica. Com isso a
Companhia Energética do Ceará (Coelce) ganhou a concessão da área que abrange os 184
municípios do Estado do Ceará, constituindo um território de aproximadamente 149 (cento e
quarenta e nove) mil quilômetros quadrados. (COELCE, 2014a)
A Rede Básica no Brasil é composta por linhas de transmissão e equipamentos que
trabalham em tensão igual ou superior a 230 kV e a Rede de Distribuição, sistema de
propriedade de concessionárias que é suprido pela Rede Básica, trabalham com tensão inferior
a 230 kV, sendo dividida em alta, média e baixa tensão. A alta tensão possui valor eficaz inferior
a 230 kV e igual ou superior a 69 kV, a média tensão inferior a 69 kV e superior 1 kV e a baixa
tensão valor inferior ou igual a 1 kV. A alta, média e baixa tensão da Coelce é, respectivamente
69 kV, 13,8 kV e 380 V/ 220 V.
Para garantir que os sistemas de distribuição operem com segurança, eficiência,
qualidade, confiabilidade e disciplina, a ANEEL elaborou os Procedimentos de Distribuição
(Prodist), os quais todas as concessionárias, incluindo a Coelce, devem seguir. Além de
estabelecer procedimentos relativos a qualidade de energia, como nível de tensão e
continuidade do fornecimento, que são de extrema importância e devem ser criteriosamente
seguidos pela operação do sistema, estabelece os próprios procedimentos operativos do sistema
de distribuição. O Prodist estipula os procedimentos para que as distribuidoras elaborem os
planos e programas operacionais, incluindo previsão de carga, programação em instalações,
coordenação operacional, entre outros. (PRODIST, 2012a)
16
1.1 Objetivos
Este trabalho tem como objetivo realizar uma análise das operações no sistema elétrico
de média tensão, com ênfase nos procedimentos realizados no Centro de Controle do Sistema
(CCS) da Companhia Energética do Ceará (Coelce). Abordando também todos os processos da
Operação Técnica que são necessários para garantir uma correta operação do sistema elétrico.
1.2 Estrutura do Trabalho
Este trabalho foi organizado em 6 (seis) capítulos facilitando a compreensão da análise a
qual foi destinado.
O capítulo 1 contém a introdução, que inclui também os objetivos do trabalho e a estrutura
que neste item está sendo apresentada.
O capítulo 2 aborda o sistema elétrico de potência brasileiro, definindo a estrutura
institucional, a Rede Básica e a Rede de Distribuição. Trata também sobre os Procedimentos de
Distribuição (Prodist), enfatizando os módulos 4 e 8, respectivamente, os módulos dos
procedimentos operativos do sistema de distribuição e da qualidade da energia elétrica.
O capítulo 3 explana a Operação Técnica da Coelce, que abrange os processos de Pré-
Operação, Tempo Real, Atendimento Emergencial, Pós-Operação, Sistema de Informação
Técnica e Manutenção das Proteções e Automação, responsáveis por toda a infraestrutura que
mantem a operação do sistema em perfeito funcionamento.
O capítulo 4 expõe o Centro de Controle do Sistema (CCS) e todos os procedimentos
envolvidos nele. Esse capítulo aborda as atribuições, as áreas de responsabilidade operacional,
a comunicação que deve ter com a Central de Relacionamento, as funções e obrigações de todos
os colaboradores que trabalham especificamente no CCS, como operador de sistema, supervisor
e engenheiro de sobreaviso, além de explicar a codificação operacional e a comunicação verbal.
O capítulo 5 apresenta as operações na média tensão, detalhando as principais funções
dos operadores de média tensão, que são o monitoramento da rede e a operação de incidências
programadas ou não. Esse capítulo explana o Sistema de Ajuda à Condução (SAC), software
utilizado pelos operadores, e as Instruções de Operação (IO), documentos com os
procedimentos detalhados para a operação do sistema elétrico.
O capítulo 6 consta as considerações finais do trabalho a partir da análise apresentada.
17
2 SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA BRASILEIRO
2.1 Estrutura Institucional
Uma grande mudança ocorreu na estrutura institucional do sistema elétrico brasileiro em
2004, quando foi introduzido o Novo Modelo do Setor Elétrico e o Estado retomou a
responsabilidade do planejamento desse setor. Esse novo modelo garantiu a segurança no
suprimento de energia, além de promover a tarifa acessível para todos os cidadãos e a inserção
social, em particular pelos programas como o “Luz para Todos”.
O Governo Federal, com a implantação desse novo modelo, manteve o Poder Executivo
Federal, por meio do Ministério de Minas e Energia (MME), responsável pela formulação de
políticas para o setor de energia elétrica, com assessoramento do Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE) e do Congresso Nacional. Foi mantido também a Agencia Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). E foram criados
novos agentes, como a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e a Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica (CCEE), além da instituição do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
(CMSE). (ANEEL, 2008)
Figura 2.1: Estrutura Institucional do Setor Elétrico Brasileiro
Fonte: ANEEL, 2008
18
Dentro da rede de instituições e agentes que desempenham diferentes funções no setor
elétrico brasileiro, temos que:
O Ministério de Minas e Energia (MME) encarrega-se das ações do governo federal
no âmbito da política energética nacional;
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) é o órgão de assessoramento do
Presidente da República para formulação de políticas nacionais e diretrizes de energia.
É órgão interministerial presidido pelo MME;
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é uma empresa pública federal dotada de
personalidade jurídica de direito privado, vinculada ao MME, que tem por finalidade
prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento
do setor energético;
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), constituído no âmbito do
MME e sob sua coordenação direta, tem a função de acompanhar e avaliar
permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento de energia em todo o
território nacional;
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), entidade jurídica de direito
privado, sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da ANEEL, tem a finalidade
de comercializar a energia elétrica no SIN e de administrar os contratos de compra e
venda de energia elétrica, sua contabilização e liquidação;
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), entidade jurídica de direito privado,
sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da ANEEL, é responsável pelas
atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de
energia elétrica do SIN;
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), autarquia sob regime especial,
vinculada ao MME, tem a finalidade de regular e fiscalizar a produção, a transmissão,
a distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas
e diretrizes do governo federal.
19
2.2 Rede Básica
Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a Rede Básica dos Sistemas
Elétricos Interligados é composta por todas as subestações e linhas de transmissão em tensões
de 230 kV ou superior. Poderá compor também a Rede Básica ativos em tensões inferiores a
230 kV desde que interliguem áreas de mercado ou sejam considerados relevantes para a
operação dessa rede. Não são consideradas Rede Básica linhas de transmissão e suas conexões
destinadas ao uso exclusivo de centrais geradoras ou de um único consumidor, nem as
instalações destinadas à conexão de linhas de transmissão e de distribuição. As instalações de
transmissão de uso exclusivo de interligações internacionais também não são incluídas entre os
ativos da Rede Básica. (ANEEL, 1998)
Os procedimentos de rede, elaborados pelo ONS e aprovados pela ANEEL, tem como
principal objetivo estruturar e sistematizar as premissas, as diretrizes, os critérios e os
procedimentos operacionais a serem seguidos pelo ONS, pelos agentes de geração e
transmissão que atuam diretamente na rede de operação ou nas interligações internacionais,
pelos agentes de distribuição, importação e exportação e pelos consumidores cujas instalações
estejam conectadas à Rede Básica. (PROREDE, 2010)
O Sistema Interligado Nacional (SIN) é o sistema de produção e transmissão de energia
elétrica do Brasil, com forte predominância de usinas hidrelétricas e com vários proprietários,
cujas instalações são operadas por empresas de natureza privada, pública e de sociedade mista,
regulado e fiscalizado pela ANEEL, cabendo ao ONS sua coordenação e controle, de acordo
com as disposições dos Procedimentos de Rede. O SIN engloba as regiões Sul, Sudeste, Centro-
Oeste, Nordeste e parte da região Norte. (ONS, 2014)
20
Figura 2.2: Mapa do Sistema de Transmissão do SIN, 2014
Fonte: www.ons.org.br
2.3 Rede de Distribuição
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), correlativamente, define a Rede de
Distribuição como a composição de subestações, linhas e equipamentos que possuam nível de
tensão inferior a 230 kV.
As redes de distribuição são compostas por linhas de alta, média e baixa tensão. Grande
parte das linhas de transmissão com tensão entre 69 kV e 138 kV, consideradas alta tensão, são
de responsabilidade das empresas distribuidoras e são também conhecidas no setor como linhas
21
de subtransmissão. As linhas de média tensão são aquelas com tensão elétrica entre 2,3 kV e 44
kV, nas redes de distribuição de média tensão são, frequentemente, encontrados equipamentos
auxiliares, tais como capacitores e reguladores de tensão para corrigir anomalias na rede. As
redes de baixa tensão, com tensão elétrica entre 110 e 440 V, são aquelas que levam energia
elétrica até as residências e pequenos comércios/indústrias por meio dos chamados ramais de
ligação.
A rede de energia elétrica da distribuição é composta por fios condutores,
transformadores e equipamentos diversos de medição, controle e proteção das redes elétricas.
Porém, diferente do sistema de transmissão, o de distribuição é muito extenso e ramificado,
pois deve chegar aos domicílios e endereços de todos os seus consumidores. As subestações de
distribuição (SED) são as unidades responsáveis pela recepção da energia elétrica proveniente
de redes de subtransmissão e pelo rebaixamento do nível de tensão a valores caracterizados
como média tensão. Para a transformação dos níveis de média em baixa tensão, existem
transformadores de distribuição, localizados em postes, alimentando as redes de baixa tensão,
as quais efetivamente entregam a energia elétrica para consumidores residenciais ou de pequeno
porte. (ABRADEE, 2014)
2.4 Procedimentos de Distribuição
Os Procedimentos de Distribuição (Prodist), elaborados pela ANEEL, têm como
principais objetivos garantir que os sistemas de distribuição operem com segurança, eficiência,
qualidade e confiabilidade, assegurar igual tratamento entre agentes, disciplinar os
procedimentos técnicos e estabelecer o fluxo de informações, complementando de forma
harmônica os Procedimentos de Rede
Operador Nacional do Sistema Elétrico, concessionárias, permissionárias e autorizadas
dos serviços de geração distribuída e de distribuição de energia elétrica, consumidores de
energia elétrica com instalações conectadas ao sistema de distribuição, em qualquer classe de
tensão (BT, MT e AT), agente importador ou exportador de energia elétrica conectados ao
sistema de distribuição e instalações integrantes de concessões de transmissão não classificadas
como Rede Básica estão sujeitos ao Prodist. (PRODIST, 2012a)
O Prodist é subdividido em 9 (nove) módulos, abaixo, cada um deles:
Módulo 1 – Introdução;
22
Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição;
Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição;
Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição;
Módulo 5 – Sistemas de Medição;
Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações;
Módulo 7 – Cálculo de Perdas na Distribuição;
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica;
Módulo 9 – Ressarcimento de Danos Elétricos.
2.4.1 Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição
O módulo 4 do Prodist estipula procedimentos de operação dos sistemas de distribuição,
estabelecendo a uniformidade no relacionamento operacional entre os centros de operação das
distribuidoras, das transmissoras, dos centros de despacho de geração distribuída e demais
órgãos de operação. (PRODIST, 2010)
Esse módulo é composto por 7 (sete) seções:
1. Introdução;
2. Dados de carga e de despacho de geração: aborda os procedimentos e os requisitos
para o fornecimento de informações de carga e de despacho de geração por parte dos
acessantes para as distribuidoras. Essas informações devem estar em conformidade,
compatibilidade de prazos, periodicidade, horizonte de abrangência, qualidade,
requisitos e compromissos com as informações que são fornecidas pelas distribuidoras
ao ONS, cujos requisitos são estabelecidos nos Procedimentos de Rede;
3. Programação de intervenções em instalações: contém os procedimentos e os requisitos
para a programação de intervenções em instalações de distribuição, nas demais
instalações de transmissão (DIT) que não pertençam à rede de operação do SIN e das
instalações de conexão dos acessantes, visando garantir a operacionalidade dos
equipamentos e minimizar os riscos para o sistema elétrico;
4. Controle da carga: trata dos procedimentos para o controle de carga do sistema de
distribuição junto às distribuidoras acessantes, às unidades consumidoras e às centrais
23
geradoras não despachadas ou centro de despacho de geração distribuída, em situações
de contingência ou emergência;
5. Teste das instalações: estabelece os procedimentos e as responsabilidades para a
realização de testes das instalações nas atividades de comissionamento, aceitação das
instalações e avaliação da qualidade de atendimento no ponto de conexão;
6. Coordenação Operacional: objetiva a operação coordenada e segura das instalações e
do sistema de distribuição, apresentando os requisitos mínimos para o relacionamento
operacional entre os Centros de Operação da distribuidora, do agente de transmissão
detentor de DIT, do centro de despacho de geração distribuída e demais órgãos de
operação;
7. Recursos de comunicação de voz e dados: estabelece os recursos mínimos de
comunicação de voz e de dados do Centro de Operação da distribuidora com o Centro
de Operação de Agente de Transmissão do agente de transmissão detentor de DIT,
com o centro de despacho de geração distribuída e com os acessantes.
2.4.2 Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica
O módulo 8 do Prodist estipula procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica,
tratando a qualidade do produto e a qualidade do serviço prestado.
Para a qualidade do produto, este módulo estabelece parâmetros e valores de referência a
diversos fenômenos elétricos e magnéticos. Relativo à conformidade de tensão em regime
permanente, considera-se um valor de variação na qual a tensão ainda será dita adequada,
acrescentando em suas margens uma variação de tensão na qual esta será considerada precária e
tendo faixas superior e inferior à precária definidas como condição de tensão crítica. Relativo ao
fator de potência, unidades consumidoras atendidas em tensões menores que 230 kV, o fator de
potência deve estar entre os valores de 0,92 e 1,00 indutivo, ou 1,00 e 0,92 capacitivo, passível de
cobrança de excedentes reativos para clientes conectados no sistema de distribuição primário.
(PRODIST, 2012b)
Para a qualidade dos serviços prestados, este módulo define a metodologia para apuração dos
indicadores de continuidade e dos tempos de atendimento a ocorrências emergenciais, definindo
padrões e responsabilidades. Oferecendo mecanismos para gestão do desempenho das
distribuidoras e parâmetros para a avaliação do serviço prestado. Alguns dos indicadores são:
24
DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora: revela, em hora e
centésimos de hora, a quantidade de tempo que um conjunto de unidades consumidoras
fica fora de operação, geralmente por mês;
FEC - Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora: revela, em
número de interrupções, a frequência que um conjunto de unidades consumidoras fica fora
de operação, geralmente por mês;
DIC - Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de
Conexão: revela, em hora e centésimos de hora, a quantidade de tempo individual por
unidade consumidora fica fora de operação por mês;
FIC - Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de
Conexão: revela o número de interrupções individuais por unidade consumidora;
DMIC - Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por
Ponto de Conexão: revela, em hora e centésimos de hora, o maior tempo que uma unidade
consumidora permaneceu fora de operação.
25
3 OPERAÇÃO TÉCNICA DA COMPANHIA ENERGÉTICA DO CEARÁ
A Companhia Energética do Ceará (Coelce) é a distribuidora da energia elétrica no Estado do
Ceará controlada pela Grupo Endesa S.A. Atualmente a empresa Enel possui o controle
acionário do Grupo Endesa, controlando indiretamente a Coelce. De acordo com a concessão
da Coelce, a mesma tem obrigação de atender toda a população cearense, incluindo áreas rurais
de difícil acesso e população de baixa renda, com tarifas homologadas pela ANEEL e seguindo
as normas do Prodist. A Coelce tem suas atividades fiscalizadas e regulamentadas pela ANEEL
e por sua representante estadual, a Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do
Estado do Ceará (ARCE). (COELCE, 2014a)
Figura 3.1: Representação Gráfica da Estrutura Formal da Organização Coelce
Fonte: www.coelce.com.br
A Operação Técnica, subordinada a Diretoria Técnica, é responsável pela operação do
sistema elétrico da Coelce, ou seja, responsável por toda a infraestrutura para manter a operação
do sistema em perfeito funcionamento. Abrange os processos de Pré-Operação, Tempo Real,
Atendimento Emergencial, Pós-Operação, Sistema de Informação Técnica e Manutenção das
Proteções e Automação. (COELCE, 2014b)
26
Figura 3.2: Mapeamento da Operação Técnica
Fonte: COELCE, 2014b
3.1 Pré-Operação
O processo Pré-Operação é composto por Estudos Elétricos, Gestão de Intervenções,
Estudos de Proteção e Coordenação do Comissionamento. É responsável por analisar e aprovar
programações, com o auxílio de análises elétricas e de proteção, permitindo a manutenção do
sistema e o ingresso de novas instalações, otimizando os recursos de forma efetiva e segura
para as pessoas e para os equipamentos.
3.1.1 Estudos Elétricos
O Estudos Elétricos analisa e descreve o comportamento do sistema em relação ao seu
desempenho na condição operacional ou em contingência, visando garantir a qualidade da
energia. Essa área fornece ao processo Gestão de Intervenções avaliações sobre as condições
27
elétricas do sistema para a realização de intervenções mantendo os níveis de tensão adequados
e evitando sobrecargas nas linhas e nos equipamentos da rede. Esse processo também avalia
quanto a mais de carga um alimentador tem capacidade de suprir em casos que, para manter um
fornecimento de energia elétrica para os consumidores, seja necessária uma transferência de
carga entre alimentadores.
3.1.2 Gestão de Intervenções
A Gestão de Intervenções é o processo responsável pela análise e aprovação de
programações que resultam em intervenções no sistema elétrico, recebendo as informações de
todos os processos, como análise de riscos e estudo de transferências de carga, visando aprovar
ou negar a solicitação de intervenção, garantindo a qualidade da energia recebida e entregue.
Sabendo que intervenção é toda e qualquer atuação sobre o sistema elétrico, como
adicionar novas instalações, equipamentos e linhas, fazer serviços de manutenção ou reparo em
instalações, equipamentos e linhas e realizar ensaios e testes no sistema e em equipamentos,
quando é necessário fazer algum dessas atuações, a área responsável deve elaborar uma
solicitação de desligamento, preparando também a Ordem de Trabalho (OT), onde define a
equipe, o material e o trabalho a ser executado.
Após a análise, caso seja negada, o solicitante deve alterar o que for necessário e
encaminhar uma nova solicitação. Caso seja aprovada, ela é confirmada pelo solicitante no dia
da execução do trabalho, sendo então transferida a responsabilidade para o Centro de Controle
do Sistema (CCS).
3.1.3 Estudos de Proteção
O Estudos de Proteção analisa e ajusta as proteções do sistema elétrico da Coelce e das
proteções de fronteira de outros agentes, como clientes conectados em alta tensão, protegendo
a integridade de pessoas e equipamentos do sistema. Esse processo informa as condições das
proteções para manter a coordenação e a seletividade do sistema em diversos casos, o sistema
operando em condição normal ou em contingência. Para a aprovação de uma intervenção, essa
28
área deve avaliar como essa atuação irá afetar as proteções do sistema, verificando se irá manter
a segurança do sistema elétrico.
3.1.4 Coordenação do Comissionamento
A Coordenação do Comissionamento é responsável pelo acompanhamento das diferentes
etapas de execução das obras próprias que ocorram nas linhas de distribuição de alta tensão e
nas subestações de distribuição ou das obras na Rede Básica que possam impactar o sistema de
transmissão da Coelce, garantindo as condições técnicas do sistema elétrico. A Gestão da
Intervenção relaciona-se com esse processo principalmente para obter informações quanto ao
acompanhamento das obras, a fim de saber sobre o dia da energização, o andamento da obra,
possíveis adequações de projeto, implantação dos projetos eletromecânico e elétrico, dentre
outras informações importantes para a autorização de intervenções. (COELCE, 2014b)
3.2 Tempo Real
O processo Tempo Real é composto por Operação de Incidências Programadas de MT e
AT, Operação de Incidências Não Programadas de MT e AT e Monitoramento da Rede. É
responsável por toda a supervisão, comando e ações tomadas para a continuidade do
fornecimento de energia elétrica. A operação em tempo real é realizada, supervisionada e
controlada pelo Centro de Controle do Sistema (CCS). (COELCE, 2014b)
3.2.1 Operação de Incidências Programadas de MT e AT
A Operação de Incidências Programadas de MT e AT executa e autoriza os trabalhos
programados, como solicitações de intervenção, controlando que se cumpra cada passo de
forma segura para as instalações e para as pessoas. Os operadores de alta e média tensão devem,
em todos os turnos, solicitar as equipes de campo para executar manobras, acompanhar a
execução das manobras, ativar as programações solicitadas, registrar início e fim da atividade
programada, entre outros.
29
3.2.2 Operações de Incidências Não Programadas de MT e AT
A Operação de Incidências Não Programadas de MT e AT é responsável por restabelecer
o serviço das instalações na ocorrência de incidentes imprevistos de forma segura para as
pessoas e para as instalações no menor tempo possível. Uma incidência não programada pode
ser uma ocorrência de abertura automática de equipamentos, que atuou e permaneceu aberto
completando ou não o ciclo de religamento, pode ser uma ocorrência na Companhia Hidro
Elétrica do São Francisco (Chesf), uma ocorrência envolvendo clientes, como industrias e
eólicas, entre outras. Caso ocorra a incidência na alta tensão da Chesf, é necessário realizar
transferências fluentes, verificar o número de transformadores disponíveis no regional receptor
e realizar transferências coordenadas, apurar com a Chesf quais equipamentos atuaram e
permaneceram abertos e quais as proteções associadas desses equipamentos, seguir a instrução
de operação específica e informar à Central de Relacionamento as cargas afetadas.
3.2.3 Monitoramento da Rede
O Monitoramento da Rede consiste em coordenar, supervisionar, controlar e comandar
as operações do sistema elétrico da Coelce, assim como atender contingências.
O operador de média tensão deve acompanhar o carregamento de alimentadores e os
equipamentos de linha telecomandados, além de atualizar a planilha de acompanhamento dos
desligamentos programados, a planilha de cargas transferidas, a planilha de equipamentos fora
de operação ou operando com restrição e a planilha de anomalias.
Já o operador de alta tensão deve acompanhar o nível de tensão nos barramentos das
subestações de distribuição da Coelce e o carregamento de transformadores e linha de
distribuição de alta tensão, verificar os equipamentos abertos e os equipamentos com
religamentos automáticos bloqueados, além de atualizar a planilha de cargas transferidas, a
planilha de equipamentos fora de operação ou operando com restrição e a planilha de anomalias.
(COELCE, 2013a)
30
3.3 Atendimento Emergencial
O processo Atendimento Emergencial é composto pela Operação de Incidências de BT.
É responsável pela gestão da operação da rede de baixa tensão com o auxílio da Central de
Relacionamento.
A Coelce possui a Central de Relacionamento que disponibiliza aos consumidores o
serviço telefônico gratuito para todo o Estado do Ceará, estando disponível 24 (vinte e quatro)
horas por dia e 7 (sete) dias por semana, registrando as ligações e fornecendo informações para
seus clientes. Essa Central de Relacionamento é responsável por receber e direcionar as ligações
de reclamação por falta de energia aos centros de operação, serviço que identifica as ocorrências
de falta de energia em baixa tensão.
3.3.1 Operações de Incidências de BT
A Operação de Incidências de BT executa e autoriza as incidências programadas e não
programadas para manter a continuidade do fornecimento de energia na baixa tensão, com
reparação provisória ou definitiva. Essas incidências são iniciadas através do registro de
reclamação do cliente na Central de Relacionamento, designadas a uma equipe de campo para
normalização do sistema elétrico e finalizadas com o retorno e com as informações do
atendimento. (COELCE, 2014b)
3.4 Pós-Operação
O processo Pós-Operação é composto por Desempenho da Operação, Gestão da
Qualidade do Serviço, Normatização da Operação e Análise de Ocorrência. É responsável pela
gestão de documentos específicos da operação do sistema elétrico da Coelce, pela análise das
ocorrências e perturbações, pela apuração e gestão dos indicadores legais, como os indicadores
de qualidade, e pela avaliação do desempenho da empresa, detectando problemas e sugerindo
melhorias, a fim de garantir que a operação do sistema seja efetiva e segura. A etapa da Pós-
Operação realiza tarefas posteriores a uma falta no sistema, buscando a melhoria contínua no
31
serviço de entrega de energia e segurança para os operadores, além de ajudar a evitar multas
aplicadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).
3.4.1 Desempenho da Operação
O Desempenho da Operação analisa e controla indicadores de desempenho do tempo real,
realiza o acompanhamento de desempenho dos operadores de sistema e dos operadores de
subestação, acompanhando e fiscalizando as atividades dos mesmos, elabora os relatórios de
desempenho do sistema elétrico da Coelce, que envolve o estudo de carregamento de todo o
sistema, analise do fluxos de carga, entre outras informações, bem como, elabora Acordos
Operativos entre Coelce e os Grandes Clientes conectados em 69 kV, realizando treinamentos
para corpo técnico desses Grandes Clientes sobre esse acordo.
3.4.2 Gestão da Qualidade do Serviço
A Gestão da Qualidade do Serviço coleta e valida as ocorrências do sistema elétrico da
Coelce, realizando a apuração e a divulgação dos indicadores de continuidade coletivos e
individuais e de atendimento emergencial. É o processo que pode emitir respostas oficiais sobre
as ocorrências do sistema elétrico da Coelce.
3.4.3 Normatização da Operação
A Normatização da Operação é responsável pela elaboração, controle e divulgação dos
documentos específicos utilizados pelo Tempo Real, como a Instrução de Operação de
Recomposição de Alimentador, que será melhor abordada no quarto capítulo. (COELCE,
2014b)
32
3.4.4 Análise de Ocorrência
A Análise de Ocorrência apura a origem das causas e dificuldades encontradas durante a
operação do sistema elétrico da Coelce, a fim de identificar medidas preventivas e corretivas a
serem adotadas pela Coelce e outros Agentes, melhorando a entrega de energia. Para a análise
dessas ocorrências são realizadas duas reuniões e a elaboração de um relatório:
Na Reunião do Relatório de Ocorrência Significativa (ROS), realizada diariamente,
são analisadas todas as ocorrências significativas do dia anterior para identificar os
motivos das mesmas e propor ações para evitar as mesmas ou similares ocorrências,
além de avaliar o desempenho dos colaboradores envolvidos na solução dessas
situações. Nessas reuniões são definidas recomendações para diversas áreas, como
inspeção termográfica no alimentador, verificação das proteções, entre outras;
Na Reunião do Relatório de Análise de Ocorrência (RAO), realizada quando
solicitada, as ocorrências são analisadas mais detalhadamente, incluindo histórico das
medições, gravações da comunicação realizada, entre outros. Essa reunião, a maioria
das vezes, é solicitada quando a ocorrência é de grande porte e existe uma demora para
o restabelecimento das cargas depois de uma ocorrência ou quando há risco para o
sistema ou para as pessoas. Nessa reunião é elaborado um relatório com a descrição
da ocorrência, a análise de documentos e do desempenho da equipe, além das
recomendações com prazos definidos;
O Relatório de Ocorrências Reiteradas, elaborado quinzenalmente, contém todas as
ocorrências significativas que aconteceram no sistema elétrico da Coelce, incluindo
subestações, alimentadores e linhas de transmissão. Esse relatório apresenta a
descrição de todos os acontecimentos da ocorrência, desde a interrupção até o
restabelecimento completo das cargas, incluindo a causa do problema.
3.5 Sistema de Informação Técnica
O processo Sistema de Informação Técnica é composto por Cadastro de Cliente e
Cadastro da Rede. É responsável por incorporar, armazenar e preservar as informações dos
33
clientes e da rede, gestionando e disponibilizando aos clientes internos e externos informações
sobre o comportamento da infraestrutura da rede.
3.5.1 Cadastro de Cliente e Cadastro de Rede
O Cadastro de Cliente é responsável por manter correto e atualizado o cadastro de todos
os clientes da Coelce, sendo conectados na alta, média ou baixa tensão.
O Cadastro de Rede atualiza o cadastro cartográfico e ortogonal de toda a rede elétrica da
Coelce, alta, média, e baixa tensão, sendo responsável pela verificação, aprovação, confirmação
e realização de incrementos no Sistema de Distribuição da Endesa (SDE). (COELCE, 2014b)
3.6 Manutenção das Proteções e Automação
O processo Manutenção das Proteções e Automação é composto por Manutenção da
Proteção, Manutenção da Automação, Comissionamento da Automação e Proteção e
Programação de Intervenções. Esse processo é responsável pela manutenção dos sistemas
proteção das redes de distribuição e da automação das subestações e equipamentos de
telecontrole.
3.6.1 Manutenção da Proteção
A Manutenção da Proteção é responsável pelo gerenciamento e execução dos serviços de
manutenção preventiva e corretiva dos sistemas de proteção de distribuição da Coelce mantendo
a robustez e a segurança do sistema elétrico.
3.6.2 Manutenção da Automação
A Manutenção da Automação gestiona as atividades de manutenção preventiva e
corretiva dos sistemas de automação das subestações e das redes de distribuição, assegurando
34
a realização de manobras automáticas, autônomas e remotas em alguns equipamentos, como os
relés digitais, que funcionam com microprocessadores.
3.6.3 Comissionamento da Automação e Proteção
Comissionamento da Automação e Proteção é responsável pela gestão das atividades
necessárias à execução dos serviços de assegurar que os sistemas de proteção e de automação
das Coelce estejam projetados, instalados, testados e mantidos de acordo com suas necessidades
e requisitos operacionais. O comissionamento pode ser aplicado tanto a novos sistemas quanto
a já existentes.
3.6.4 Planejamento de Intervenções
O Planejamento de Intervenções planeja, programa e gestiona as atividades que
necessitem intervenção em equipamentos energizados ou desenergizados para serviços de
manutenção preventiva, corretiva ou realização de ensaios e testes para o comissionamento dos
sistemas. (COELCE, 2014b)
35
4 CENTRO DE CONTROLE DO SISTEMA (CCS)
A operação do sistema elétrico em tempo real na Coelce é desempenhada pelos Centros de
Operação, divididos em Centro de Controle do Sistema (CCS), Centros de Controle Regionais
(CCR) e Unidades de Apoio à Manutenção (UAM), sendo o CCS o de maiores responsabilidades,
localizado em Fortaleza. Cada Centro de Operação tem suas atribuições e sua área de
responsabilidade operacional, o que será abordado nos tópicos desse capítulo.
O CCS é dividido em baixa, média e alta tensão. Operando em alta tensão em todo o Estado
do Ceará e em média e baixa tensão somente na área de Fortaleza e Região Metropolitana,
sendo as demais localidades atendidas pelos CCRs e pelas UAMs. Diferente das interrupções
em alta e média tensão, que os operadores têm o conhecimento de forma instantânea, as
interrupções de baixa tensão são identificadas através da Central de Relacionamento, que recebe
ligações sobre a falta de energia, e, a partir disso, o operador de baixa tensão organiza as equipes
de campo para solucionar essas interrupções.
O CCS possui três linhas diretas, uma com a Chesf e duas com o Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS). Além dessas linhas, cada operador de alta e média tensão conta com
cinco monitores, um rádio e quatro telefones, o quais todas as ligações são gravadas e
arquivadas.
Figura 4.1: Centro de Controle do Sistema
Fonte: Própria autora
36
4.1 Atribuições
Considerando que o principal objetivo do Centro de Controle do Sistema (CCS) é manter a
continuidade no abastecimento de energia elétrica da região administrada pela Coelce, temos
que o CCS de alta, média e baixa tensão deve:
Coordenar, supervisionar, controlar e comandar:
o As ações para o início e o término da execução de uma intervenção na rede de
operação de alta tensão (AT) da capital e região metropolitana e no interior com o
auxílio dos CCRs e das UAMs;
o As ações para o início e o término da execução de uma intervenção na rede de
operação de média tensão (MT) da capital e região metropolitana do sistema elétrico
da Coelce;
o As ações na rede de operação de AT e MT, dentro da sua área de responsabilidade,
necessárias à garantia da qualidade do fornecimento e segurança do sistema durante
a execução de uma intervenção;
o As solicitações para intervenções não previstas e as alterações das intervenções
programadas na rede de operação de AT e MT de sua responsabilidade, solicitando
a atualização do Programa de Manobra, programa com diretrizes elaboradas pela
Pré-Operação para uma determinada intervenção;
Monitorar a execução das programações, tarefas definidas pela Pré-Operação para
acontecer naquele período, aplicando os novos incrementos após o término dos serviços
que alterem a configuração da rede sob sua responsabilidade e verificar o retorno da
configuração normal do sistema;
Realizar, com as condições de segurança necessárias e com a compatibilidade com as
intervenções previstas, intervenções de urgência e emergência em instalações da rede de
operação de AT e MT de sua responsabilidade;
Aprovar e emitir procedimentos e recomendações operativas para intervenções de
urgência em instalações da rede de operação de AT e MT;
O CCS deverá solicitar e confirmar com o Chefe de Trabalho, responsável pela equipe que
estará realizando um trabalho em campo, a realização das 5 (cinco) Regras de Ouro antes
de liberar o início do serviço. (COELCE, 2014c)
37
As 5 (cinco) Regras de Ouro, que estão na Norma Regulamentadora nº 10 - Segurança em
Instalações e Serviços em Eletricidade, estabelecem os requisitos e as condições mínimas para
garantir a segurança e a saúde dos trabalhadores que interajam em instalações elétricas. (NR-10,
2004) Essas regras são:
1. Abrir: abrir os circuitos elétricos através de dispositivos de seccionamento com corte
visível;
2. Bloquear: bloquear o equipamento de seccionamento dos circuitos elétricos;
3. Testar: testar a ausência de tensão no local de abertura dos circuitos com o detector de
tensão;
4. Aterrar: aterrar quanto pontos ao adjacentes ao local de trabalho forem necessários para
formar a chamada zona protegida;
5. Sinalizar: sinalizar com placas de segurança locais visíveis e próximos aos dispositivos de
seccionamento.
4.2 Áreas de Responsabilidade Operacional
O Centro de Controle do Sistema (CCS) é responsável por todos os vãos de interligações
das redes AT e MT da Coelce com as Demais Instalações de Transmissão (DIT) da empresa
supridora Chesf. O CCS é responsável também por todos os vãos, MT e AT, das Subestações
Distribuidoras (SED) automatizadas e não automatizadas de Fortaleza e Região Metropolitana
e por todos os vãos de AT das SED automatizadas no interior.
Os Centros de Controle Regionais (CCR) e as Unidades de Apoio a Manutenção (UAM)
são responsáveis por todos os vãos das SED não automatizadas e por todos os vãos de MT das
SED automatizadas pertencentes à área do seu regional.
Onde o Centro de Controle Regional de Sobral (CCRS) é responsável pelo regional Norte
e pelo regional Atlântico, o Centro de Controle Regional de Juazeiro do Norte (CCRJ) é
responsável pelo regional Sul, a Unidade de Apoio à Manutenção de Canindé (UAMC) é
responsável pelo regional Centro Norte, a Unidade de Apoio à Manutenção de Limoeiro do
Norte (UAML) é responsável pelo regional Leste e a Unidade de Apoio à Manutenção de Iguatu
(UAMI) é responsável pelo regional Centro Sul. A distribuição das áreas da diretoria técnica
do Estado do Ceará em regionais está apresentada na figura 4.2.
38
O CCS tem autorização de delegar a qualquer CCR ou UAM uma área de
responsabilidade diferente e, também, de assumir uma outra área de responsabilidade, por meio
de comunicação ao CCR ou UAM responsável por essa área.
Figura 4.2: Distribuição Geográfica das Áreas da Diretoria Técnica
Fonte: COELCE, 2014b
Quando houver necessidade de interrupção, transferência de carga entre áreas de
responsabilidades diferentes ou negociação com clientes externos, compete à Gestão de
Intervenção, da Pré-Operação, coordenar as tratativas entre as áreas envolvidas. Nestes casos o
39
CCS é o responsável pela execução das manobras, pelo acompanhamento dos serviços e
aplicação dos incrementos, podendo delegar aos CCR e UAM.
Para o CCS delegar uma manobra ao CCR ou UAM nas subestações automatizadas é
necessário que o mesmo esteja com mais de 2 (duas) manobras para liberar naquele momento,
ou esteja em contingência ou com problemas no sistema de comunicação impedindo a
realização da manobra de forma segura e confiável. Para o CCR ou UAM delegar uma manobra
ao CCS é necessário que o mesmo esteja inseguro em realiza-la ou em contingencia ou com
problemas no sistema de comunicação. (COELCE, 2014c)
4.3 Operador de Sistema
O Centro de Controle do Sistema (CCS) possui, durante 24 (vinte e quatro) horas por dia
e 7 (sete) dias por semana, quatro operadores que atendem as ocorrências de baixa tensão em
Fortaleza e Região Metropolitana, um operador de média tensão, um operador de alta tensão e
um supervisor. Para manter esse quadro, os operadores do CCS trabalham em regime de plantão
de seis horas, onde cada colaborador trabalha cinco dias e folga dois dias, sendo necessários
cinco operadores de alta e média tensão, cinco supervisores e vinte operadores de baixa tensão.
Os operadores de sistema têm a autoridade de, durante ocorrências sob sua
responsabilidade que envolvam a Chesf ou o ONS, solicitar abertura ou fechamento de
disjuntores dos mesmos. Eles têm autoridade também de permitir ou não trabalhos na rede
elétrica por equipes de campo, de iniciar, parar ou continuar procedimentos para o
restabelecimento de energia e de providenciar instruções para os operadores de subestação e
eletricistas.
Os operadores de sistema devem estar sempre monitorando as linhas de distribuição de
alta tensão, alimentadores, que são as linhas de distribuição de média tensão, e subestações,
para perceber anomalias e providências serem tomadas. Os operadores também devem receber,
analisar e registrar anomalias encontradas por outros colaboradores.
Esses operadores têm a responsabilidade de manter a Chesf e o Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS) informados de ocorrências que envolvam seus sistemas de transmissão,
de manter os centros de operação (CCS, CCRs ou UAM) informados de ocorrências que
envolvam suas respectivas responsabilidades operacionais e de manter a chefia imediata ou
engenheiro de sobreaviso informado de significativas ocorrências no sistema elétrico. Os
40
operadores também têm a responsabilidade de informar a Central de Relacionamento sobre
saídas de carga, informando os clientes afetados e a previsão de retorno, o que será melhor
abordado ainda nesse capítulo.
Os operadores de sistema devem sempre atender com agilidade e educação os clientes
internos e externos que se dirigem ao CCS, CCRs ou UAM em situações normais e de
contingência, além de registrar no relatório diário de ocorrências as reclamações dos
consumidores especiais e empresas de geração que estejam interligados a Coelce. Esses
operadores devem também orientar os operadores de subestação e eletricistas sobre
determinadas operações e coordenar os procedimentos necessários para a energização de novos
circuitos e novas subestações.
Outras responsabilidades dos operadores de sistema são preencher de forma clara e
concisa o relatório diário de ocorrências normais e significativas com todos os fatos relevantes
ocorridos no sistema e transmitir para seu operador substituto as condições operacionais do
sistema elétrico no ato da troca de turno. (COELCE, 2011a)
4.4 Supervisor do CCS
Como dito anteriormente, o Centro de Controle do Sistema (CCS) possui cinco
supervisores trabalhando em regime de escala para que sempre tenha um supervisor no CCS. O
supervisor deve coordenar, supervisionar, controlar, comandar e orientar as atividades dos
operadores de sistema em tudo o que diz respeito ao sistema elétrico da Coelce, com o objetivo
de manter o fornecimento de energia elétrica dentro dos padrões de qualidade mencionados no
tópico dos Procedimentos de Distribuição (Prodist). O supervisor pode ser considerado a
retaguarda da operação, por isso ele deve ter um maior conhecimento do sistema para tomar
decisões rápidas e confiáveis em favor da operação.
O supervisor do CCS tem a autoridade de permitir ou não o trabalho de equipes em redes
energizadas e desenergizadas, de liberar o acesso de pessoas às subestações em casos especiais
e de disciplinar o acesso de pessoas ao Centro de Controle do Sistema.
Uma das responsabilidades do supervisor do CCS é monitorar todas as grandezas elétricas
das subestações, das linhas de alta tensão e dos alimentadores da sua área de responsabilidade
através do Sistema de Ajuda à Condução (SAC), supervisionando todos os alarmes emitidos
por esse sistema, acompanhando equipamentos que estejam fora de operação ou operando com
41
alguma restrição e acionando técnicos de suportes das áreas de manutenção ou da proteção para
intervenções emergenciais.
São também responsabilidades do supervisor do CCS acompanhar a energização de novos
equipamentos e subestações, divulgando via e-mail a finalização dessas energizações, avaliar
as manobras elaboradas pela Pré-Operação antes de sua execução, analisar solicitações de
intervenções de emergência no sistema elétrico e solicitações de liberação de linhas ou de
equipamentos realizadas em tempo real pela Chesf ou pelo ONS, dar suporte ao operador de
sistema durante programações e ocorrências intempestivas, determinar as providências
operativas a serem seguidas pelos operadores de sistema em situação de contingência e fazer a
convocação, caso seja necessário, de operadores de sistema extras para realização de
programações com muitas manobras ou em caso de contingências no sistema elétrico.
O supervisor do CCS deve elaborar ou atualizar as Instruções de Operação de
recomposição de transformador, elaborar e emitir relatórios para o corpo gerencial, como o
Relatório de Análise de Ocorrências (RAO) e o Relatório Diário Parcial (RDP), emitir os
relatórios Informativo Preliminar e dados para composição do Boletim de Interrupção de
Suprimento de Energia (BISE) do SIN feito pelo ONS em ocorrências sistêmicas, elaborar o
relatório “passo-a-passo” para compor o RAO sempre que houver uma ocorrência com grande
impacto para o Sistema Elétrico da Coelce, utilizando, gerar incidências para composição dos
índices de qualidade DEC e FEC que tenham sido originadas na Rede Básica ou nas demais
instalações da transmissão e gerar incidências para registros de oscilações no sistema elétrico.
O supervisor deve também manter os operadores de baixa tensão informados de
ocorrências no sistema de distribuição de alta tensão, com repercussão na distribuição de média
tensão, deve manter a Chesf e o ONS informados de ocorrências que envolvam os respectivos
sistemas de distribuição de alta tensão, deve manter contato com as áreas responsáveis por
quaisquer problemas de automação, telecomunicação e sistema de apoio, deve manter o
responsável imediato ou engenheiro de sobreaviso informado de todas as ocorrências no sistema
consideradas significativas e deve manter contato direto com a central de relacionamento,
informando sobre ocorrências intempestivas e desligamentos programados e recebendo
informações de falta de energia em clientes eletro dependentes e informações que ajudem a
localizar pontos de defeitos, como postes abalroados.
Ao realizar a troca de turno, o supervisor do CCS deve repassar ao seu substituto as
condições operacionais do sistema no momento, avisando as alterações provisórias ou
42
definitivas feitas nas redes ou nas subestações e registrando as informações relevantes na
ferramenta da planilha da troca de turno. (COELCE, 2013b)
4.5 Engenheiro de Sobreaviso
Os engenheiros de sobreaviso da operação desempenham as atividades como
coordenadores da operação do sistema elétrico da Coelce durante os finais de semanas e
feriados. Enquanto os operadores e os supervisores trabalham em regime de escala, o
coordenador trabalha em regime normal, oito horas por dia, sendo substituído pelos engenheiros
de sobreaviso nos finais de semana e feriados. O engenheiro que estiver em regime de
sobreaviso deve permanece em local ajustado com seu empregador, como sua própria
residência, para que, em caso de convocações, possa comparecer para executar determinadas
atividades.
Permitir abertura de equipamentos em situações de risco a pessoas, instalações ou outros
equipamentos, serviços em instalações elétricas de forma não programada e sem caráter
emergencial e realização de manobras em situações emergenciais são algumas das autoridades
dos engenheiros de sobreaviso.
São responsabilidades do engenheiro que está em sobreaviso acompanhar a logística das
programações, recursos humanos, materiais e sistemas de apoio, para atendimento das
intervenções do sistema elétrico, manter-se informado das programações em andamento e das
programações concluídas e acompanhar a execução de serviços no sistema elétrico.
O engenheiro de sobreaviso deve participar da reunião de Análise de Ocorrência do
Sistema no primeiro dia útil após seu sobreaviso e da reunião de Programação de Intervenção
para conhecer as programações previstas e os possíveis riscos existentes. (COELCE, 2012a)
4.6 Codificação Operacional
Codificação Operacional é uma metodologia utilizada para identificar componentes
elétricos do sistema. Iremos abordar a codificação padronizada da Coelce para os seus
equipamentos de subestações e linhas de transmissão que se aplica a todas as redes de alta,
43
média e baixa tensão que atendam as instalações de sua propriedade ou de propriedade de outros
agentes que compartilhem suas instalações.
Novos equipamentos e linhas de transmissão, assim como equipamentos transferidos de
um lugar para outro, somente deverão ser energizados após terem suas codificações implantadas
pela operação e manutenção. Apesar da implantação ser da área de operação e manutenção, a
área de operação em tempo real que é responsável por encaminhar toda a codificação
operacional para introduzir aos usuários. Nas manobras, nas solicitações de desligamento e nos
relatórios operacionais todos os equipamentos deverão estar de acordo com esses códigos de
operação. Cada equipamento deve ter ser código alfanumérico registrados em placa de 30 x 6
cm, com fundo amarelo e letreiro preto, podendo ser pintado no próprio cubículo ou estrutura
do equipamento.
O código é formado por 6 (seis) caracteres com a seguintes sequência:
1°. Tipo de equipamento;
2°. Tensão de operação do equipamento;
3°. Função ou nome do equipamento;
4°. Função associada ou sequência do equipamento;
5°. Hífen para separação de dígitos; e
6°. Posição ou função específica.
O primeiro caractere define se o equipamento é um interruptor ou não, se não for, qual o
equipamento. O 0 (zero) significando que não é interruptor, o 1 (um) que é um disjuntor, o 2
(dois) que é um religador ou seccionalizador, o 3 (três) que é uma chave seccionadora, o 4
(quatro) que é uma chave fusível, o 5 (cinco) que é uma chave a óleo e o 6 (seis) que é uma
chave de aterramento rápido. A Chesf utiliza também no primeiro caractere os números 7 (sete),
8 (oito) e 9 (nove) para representar, respectivamente, para-raios, transformador de potencial e
transformador de corrente.
O segundo caractere indica a faixa de tensão que o equipamento opera, no caso de
transformadores a tensão considerada é a de operação do lado da fonte, por exemplo um
transformador de alta para média tensão, considera-se o lado de alta tensão. O código para a
esse segundo caractere é:
1 (um) para a faixa de tensão de 01 a 25 kV;
9 (nove) para a faixa de tensão de 26 a 50 kV;
2 (dois) para a faixa de tensão de 51 a 75 kV;
44
3 (três) para a faixa de tensão de 76 a 150 kV;
4 (quatro) para a faixa de tensão de 151 a 250 kV; e
5 (cinco) para a faixa de tensão de 251 a 550 kV.
O terceiro caractere é uma indicação alfabética definindo qual a função do equipamento,
o mesmo é relacionado da seguinte maneira:
A para transformador de aterramento;
B para barramento;
D para equipamento de transferência;
E para reator;
G para gerador;
K para compensador síncrono;
H para banco de capacitor;
PO para para-raios, como nesse caso são dois caracteres, o quarto caractere será
identificado através do sexto caractere;
R para regulador de tensão;
T para transformador de força e para transformador de serviço auxiliar, podendo ser
diferenciados devido o quarto caractere do transformador de força ser do 1 ao 5 e do
transformador de serviço auxiliar ser do 6 ao 9;
X para conjunto de medição;
U para transformador de potencial;
Z para transformador de corrente;
W para resistor de aterramento; e
C, F, I, J, L, M, N, P, S, V e Y para nomear linhas de distribuição.
O quarto caractere define a função associada ou a sequência do equipamento, podendo
ser alfabético, depois que os números de 1 a 9 forem utilizados.
O quinto caractere é um hífen (-).
O sexto caractere é utilizado para indicar posição, sequência, função especifica ou quando
houver coincidências dos quatros primeiros caracteres. Algumas das situações que esse
caractere é utilizado são:
Para seccionadora de seleção de barramento, utiliza-se 1 (um), 2 (dois) e 3 (três);
45
Para seccionadora de disjuntor, religador, transformador ou regulador do lado do
barramento, utiliza-se 4 (quatro);
Para seccionadora de disjuntor, religador, transformador ou regulador do lado
contrário ao barramento, utiliza-se 5 (cinco);
Para chave seccionadora ou fusível bypass, utiliza-se 6 (seis);
Para seccionadora de aterramento, utiliza-se 7 (sete);
Entre outras.
Para as subestações da Coelce foram utilizados alguns critérios para determinar suas
siglas, como não pode haver repetição, deve conter apenas três caracteres alfabéticos, as
subestações com o mesmo nome e vizinhas devem ser diferenciadas pelo terceiro caractere
indicando uma sequência, como U para um, D para dois, T para três e assim sucessivamente, e
as com o mesmo nome e não vizinhas devem ter siglas diferenciadas. (COELCE, 2013c)
4.7 Comunicação Verbal
Os operadores de sistema, de subestação, equipes de campo e todos os colaboradores que
tem acesso direto ou indireto as comunicações envolvendo as instalações elétricas do sistema
Coelce devem seguir certas recomendações e diretrizes para melhorar a comunicação verbal
entre si, evitando falhas operacionais devido à falta de entendimento.
A Comunicação Verbal na Operação é composta da estrutura padrão de comunicação, da
codificação alfanumérica, da terminologia operacional básica, termos de caráter específico para
cada equipamento, e da fraseologia padrão, expressões de acordo com os diversos casos típicos.
A estrutura padrão de comunicação começa com a identificação dos interlocutores, depois
a transmissão da mensagem pelo emissor, depois a repetição da mensagem pelo receptor, a
confirmação do emissor e enfim a conclusão. (COELCE, 2008)
A codificação alfanumérica é a forma de transmitir a posição ou o código operacional de
qualquer equipamento ou linha. O alfabeto e a numeração fonéticos utilizados nessa codificação
são os seguintes:
46
Tabela 4.1: Alfabeto Fonético para Comunicação Verbal
Fonte: COELCE, 2008
Tabela 4.2: Numeração Fonética para Comunicação Verbal
Fonte: COELCE, 2008
A terminologia operacional básica e a fraseologia padrão não abrangem todas as situações
possíveis, podendo, se necessário, serem utilizados outros termos, afastando-se o quanto menos
possível do padrão durante conversações operacionais.
47
4.8 Comunicação entre Centro de Controle do Sistema e Central de Relacionamento
Para o melhor atendimento dos clientes sobre assuntos relacionados ao fornecimento de
energia, é de extrema importância uma eficiente comunicação entre o CCS e a Central de
Relacionamento, que é o canal de comunicação entre a Coelce e os consumidores.
Os operadores do Centro de Controle do Sistema, dos Centros de Controle Regionais, das
Unidades de Apoio à Manutenção e os da Central de Relacionamento devem usar corretamente
a terminologia operacional, as recomendações e as diretrizes da comunicação verbal, sempre se
identificando e repassando o mais rápido possível as informações importantes.
Caso tenha uma ocorrência em uma subestação ou em um alimentador, o CCS deve
repassar a Central de Relacionamento qual foi a subestação e/ou quais alimentadores foram
afetados, informando assim que possível o motivo da ocorrência e a previsão para normalizar
essas cargas. E, em caso de ocorrência, a Central de Relacionamento deverá informar ao CCS
qualquer informação que possa ajudar a identificar o defeito, facilitando o procedimento de
normalização das cargas.
O CCS também avisará à Central de Relacionamento a existência de uma ocorrência na
Chesf ou na Rede Básica, informando o horário da ocorrência, quais os eixos que estão sendo
afetados e a previsão de retorno de carga.
Os operadores da Central de Relacionamento possuem um sistema com as informações
dos desligamentos programados, onde é possível obter detalhes da programação, como data e
horário do início e do fim, motivo, incidência, causa, nível de tensão, entre outros. Quando essa
consulta não é possível, é necessário que o CCS repasse as informações da programação para a
Central de Relacionamento. O operador de sistema deverá informar o número do desligamento,
o local que ocorrerá a falta de energia, o motivo do serviço e o horário de início e fim da
programação através do telefone. (COELCE, 2011b)
48
5 OPERAÇÕES NA MÉDIA TENSÃO
5.1 O Sistema de Ajuda à Condução (SAC)
O sistema de supervisão, controle e comando do sistema elétrico de distribuição de média
e alta tensão é realizado através do módulo Sistema de Ajuda à Condução (SAC). Esse sistema
é uma plataforma computacional que permite a integração de todos os sistemas necessários para
a operação de redes de distribuição, evitando a duplicidade de entrada de informações.
O SAC encontra-se em terminais chamados de Posto de Operação Elétrica (POE),
encontrados nos centros de operação e em outras áreas de acordo com a necessidade, sendo
operado por usuários encarregados do controle e monitorização da Rede de Distribuição. Essa
plataforma fornece um conjunto de visões, formatos e primitivas gráficas que facilitam a rápida
obtenção da informação desejada, além de possuir uma janela de mensagens do sistema, uma
listagem de alarmes, entre outras funções, facilitando o trabalho dos operadores. (ENDESA,
2012)
5.1.1 Características Funcionais
As características funcionais do SAC são o conjunto das funcionalidades dos diferentes
sistemas que o integram. Esses sistemas são:
O Sistema de Gestão de Rede (Network Management System - NMS), incorpora as
funções básicas que são necessárias para a integração dos dados apresentados pelos
outros diferentes sistemas, apresentando esses dados como um sistema único;
O sistema Controle Supervisor e Aquisição de Dados (Supervisory Control And Data
Acquisition - SCADA), administra os protocolos de comunicações com as Unidades
Terminais Remota (UTR) permitindo a captação dos dados que estas geram e a
interação com os dispositivos telecontrolados. A UTR é um equipamento formado por
software e hardware, instalado nas subestações e interligado ao sistema de
telecomunicações, que realiza o telecontrole e a telesupervisão do processo;
O Sistema de Gestão da Distribuição (Distribution Management System - DMS),
contribui com mecanismos para a gestão de redes de distribuição, como o Power Flow,
a Gestão de Incidências e a Gestão de Desligamentos. O Power Flow consiste na
49
execução de uma aplicação de rede que se encarrega de propor diferentes manobras a
serem realizadas com a finalidade de otimizar o número de distorções, de perdas e de
recirculações que possam ser produzidas na rede elétrica;
O Sistema de Informação Histórica (Historical Information System - HIS), registra
qualquer dado do sistema com a frequência que foi programada anteriormente, seja
recebido pelas UTRs ou calculados por outros sistemas.
5.1.2 Tela Principal do SAC
A tela principal do SAC é a interface do Sistema de Gestão de Rede (NMS), sendo a única
interface dessa plataforma, devido o sistema NMS ser responsável pela integração de todos os
outros sistemas. Todas as operações do sistema são ativadas e apresentam resultados através da
tela principal, sendo possível o operador acessar qualquer funcionalidade do SAC a partir dela.
Essa interface tem o objetivo de disponibilizar a visão integrada de todas as funções do SAC,
permitindo ao operador uma fácil gestão.
Figura 5.1: Tela Principal do SAC
Fonte: Própria autora
O primeiro ícone é o Semáforo de Estado do Sistema que possui quatro estados:
Execução: esse estado indica que o sistema está iniciado, com todas as tarefas ativas e
com conexão, significando que é possível trabalhar com o sistema e todas suas
funcionalidades. O semáforo estará com a cor verde;
50
Parada: esse estado indica que o sistema se encontra parado, impedindo de realizar
qualquer trabalho, pois nenhum pedido será atendido. O semáforo estará com a cor
vermelha e a barra de progresso aparecerá inativa;
Carga: esse estado indica que o sistema está carregando, porém ainda não é possível
utilizar o sistema, pois nem todos os serviços críticos estarão carregados;
Carga NC: esse estado indica que o sistema tem todas as tarefas críticas iniciadas,
porém está pendente alguma tarefa não crítica. Será possível manusear o sistema,
apesar de não dispor da totalidade das funções.
Figura 5.2: Os quatro estados do Semáforo de Estado do Sistema
Fonte: Própria autora
Em seguida tem o ícone que indica o número de áreas de responsabilidade controladas
por aquele Posto de Operação Elétrica (POE).
Figura 5.3: Ícone Áreas de Responsabilidade
Fonte: Própria autora
Tem também o ícone com o relógio digital, que ao clicar com o botão esquerdo se
converte em analógico. Após o relógio fica o ícone Logout, que ao clicar nesse ícone o usuário
sai do POE.
Figura 5.4 - Ícone Logout
Fonte: Própria autora
51
Ao lado encontra-se o ícone Estado de Mobilidade que possui dois estados. Se o fundo
for verde, significa que a plataforma de mobilidade está em estado disponível. E se for
vermelho, significa que a plataforma de mobilidade está em estado indisponível, sendo possível
abrir a listagem de recursos com mobilidade, com automação.
Figura 5.5: Os dois estados do Estado de Mobilidade
Fonte: Própria autora
O ícone Incremento ao piscar indica que no momento está sendo aplicado algum
incremento no SAC. Não há restrições sobre as manobras enquanto esse ícone está piscando.
Figura 5.6: Ícone Incremento
Fonte: Própria autora
O ícone Alerta ao piscar, acompanhado de um sinal acústico, indica que há um ou vários
alarmes, que afetam às áreas de responsabilidade atribuídas ao POE, pendentes de serem
reconhecidos. Ao interromper o som desse ícone, o mesmo aparecerá riscado e em cor
vermelha. Quando todos os alarmes são reconhecidos e apagados, o botão volta para a cor
inicial.
Figura 5.7: Os dois estados do Ícone Alerta
Fonte: Própria autora
O ícone de Mensagens indica que existe uma mensagem quando o led verde do botão
passa a ser vermelho, voltando para seu estado original, verde, no momento em que se clica no
botão. Apenas o administrador e o supervisor podem abrir a lista de mensagens.
52
Figura 5.8: Os dois estados do Ícone de Mensagens
Fonte: Própria autora
A barra de menu permite ao operador acessar diferentes funções do sistema diretamente
da tela principal. Quando o usuário não estiver na tela principal, é possível acessar as opções
da barra menu clicando no botão “SAC 7 Menu” que aparece na barra de título de todas as
janelas.
Figura 5.9: Barra de Menu
Fonte: Própria autora
Figura 5.10: Botão SAC 7 Menu
Fonte: Própria autora
Existem dois ícones de acesso direto na tela principal do SAC. Ao clicar no primeiro
aparece uma lista de elementos telecontrolados que naquele momento estão com seu estado
diferente do estado que foi configurado como padrão. O segundo é o Relatório CC, clicando
sobre esse ícone é aberto o relatório que permite aos usuários gerarem comentários e descrições
sobre curto-circuitos que ocorreram.
Figura 5.11: Ícones de Acesso Direto
Fonte: Própria autora
O Quadro de Controle é uma barra de ícones com o objetivo de informar rapidamente
situações que estão ocorrendo no sistema SAC, facilitando o controle do operador. Ao clicar no
53
ícone é mostrado uma lista com todos esses alarmes ativos referentes aquela função. Quando
está da cor laranja sem piscar, indica que existem alarmes reconhecidos associados ao ícone. O
Quadro de Controle é composto, respectivamente, pelos ícones Mudança de Estado, Críticas,
Grau de Criticidade, Violação de Limites, Conexões Remotas, Automatismos, Não
Reconhecimento de Alarme e Alarmes Ativos.
Figura 5.12: Quadro de Controle
Fonte: Própria autora
5.2 Monitoramento da Rede
O operador de média tensão do CCS tem a função de monitorar toda a Rede de
Distribuição da sua área de responsabilidade. O mesmo deve acompanhar, coordenar e
supervisionar o carregamento de alimentadores, os níveis de tensão das SED, os equipamentos
de linha telecomandados. Deve também ter conhecimento sobre as anomalias, os desligamentos
programados, as cargas transferidas, entre outros fatores que aconteceram ou estão acontecendo
no sistema elétrico, sendo de extrema importância o acompanhamento e a atualização dos
relatórios. (COELCE, 2013a)
5.2.1 Acompanhamento do Carregamento de Alimentadores
O acompanhamento do carregamento de alimentadores é de extrema importância para
evitar situações de contingência, podendo acontecer a perda do alimentador, além de facilitar a
decisão de transferência de carga, tornando as decisões rápidas e seguras. O acompanhamento
acontece em tempo real comparando a intensidade da corrente no momento com a corrente de
pick-up ajustada para o relé daquele alimentador. Sabendo que a corrente de pick-up é a menor
corrente que realiza a atuação do relé, a corrente de operação do alimentador não deve atingir
ou se aproximar do valor da corrente de pick-up. A tela que é exibida no SAC para os operadores
mostra o carregamento dos alimentadores do Departamento de Manutenção de Média e Baixa
54
Tensão Fortaleza (DEMEF) e do Departamento de Manutenção de Média e Baixa Tensão
Metropolitana (DEMEM), que envolve as áreas de responsabilidade do CCS. Cada alimentador
é indicado por uma barra com o código da sua subestação, que aparecem em ordem de maior
para o menor carregamento. Ao clicar na barra é possível obter informações sobre qual o
alimentador da devida subestação (elemento), além da intensidade real da corrente e a
porcentagem. É importante ressaltar que o carregamento considerado 100% é apenas 80% da
corrente de pick-up, já representando um valor crítico. O 100% da corrente de pick-up é
indicado pelo 125% na tela.
Figura 5.13: Acompanhamento do Carregamento de Alimentadores
Fonte: Própria autora
55
5.2.2 Acompanhamento do Nível de Tensão das Subestações de Distribuição
Como mencionado no Capítulo 2, a ANEEL, através dos Procedimentos de Distribuição
(Prodist), módulo 8, estipula procedimentos relativos à conformidade de tensão em regime
permanente, garantindo a qualidade do fornecimento de energia elétrica. Sabendo-se disso, os
operadores de média tensão possuem no SAC uma tela com os dados de tensão de todas as
subestações da sua área de responsabilidade, divididas pelos regionais
A porcentagem é calculada a partir da classe de tensão no valor de 15 kV, sendo a
tensão máxima adequada 14,2 kV e a mínima de 13,5 kV. Ao clicar na barra da subestação é
informado o valor real da tensão naquele instante.
As barras dos níveis de tensão das subestações podem aparecer com quatro diferentes
cores, a rosa significa que o SAC não está recebendo os dados da subestação, portanto não pode
informar qual o nível de tensão, a azul significa que o nível de tensão está adequado, variando
entre 13,8 kV e 14,1 kV, respectivamente, 92% e 94%, a amarela significa que o nível de tensão
está considerado precário, não estando na faixa adequada, porém maior que 13,65 kV ou menor
que 14,4 kV, respectivamente, 91% e 96%, e a vermelha significa que está na faixa superior ou
inferior à tensão precária, sendo definida como condição de tensão crítica.
Figura 5.14: Acompanhamento do Nível de Tensão das SED
Fonte: Própria autora
56
5.2.3 Acompanhamento dos Equipamentos de Linha Telecomandados
Pelo SAC é possível visualizar todos os alimentadores e subestações do sistema elétrico
da Coelce, contendo todos os elementos de campo, os estáticos, com as barras e os
transformadores, e os dinâmicos, com as chaves e os disjuntores. Com isso é possível
acompanhar os equipamentos no SAC, além de verificar os equipamentos com religamentos
automáticos bloqueados.
No diagrama unificar das subestações de distribuição, a cor azul representa a média tensão
e a cor vermelha a alta tensão.
Figura 5.15: Diagrama Unifilar da SED PCI visto pela média tensão
Fonte: Própria autora
Cada equipamento, além do seu código de acordo com a codificação operacional
mencionada no Capítulo 4, possui um símbolo específico, indicando inclusive se o mesmo está
aberto, fechado, com religamento bloqueado, operando com ventilação forçada, entre outros.
57
Tabela 5.1: Legenda dos Símbolos dos Equipamentos do SAC
Fonte: Própria autora
5.2.4 Atualização dos Relatórios
Para o monitoramento adequado da rede, os operadores devem ter todas as informações
do que aconteceu ou está acontecendo no sistema elétrico que possam influenciar nas operações
e na continuidade do fornecimento de energia durante o seu turno de trabalho. Devido a isso
eles devem preencher, acompanhar e manter atualizados os relatórios de acompanhamento dos
desligamentos programados, de cargas transferidas, de equipamentos fora de operação ou
58
operando com restrição e de anomalias, fazendo que o operador substituto tenha acesso a essas
informações.
Relatório de acompanhamento dos desligamentos programados
Esse relatório informa qual o departamento que solicitou o desligamento, qual o número
dado pelo Sistema de Gestão de Desligamentos (SGD), a hora prevista e a hora real de início e
fim, sendo assim calculado o tempo de entrega, além de observações que possam ser necessárias
tanto sobre o início como o fim da programação.
Tabela 5.2: Relatório de Acompanhamento dos Desligamentos Programados
Fonte: Própria autora
Relatório de cargas transferidas
No relatório de cargas transferidas consta na primeira parte a incidência que fez ser
necessária a transferência, o alimentador que transferiu e o que recebeu a carga, a chave que foi
aberta e a que foi fechada, a forma da transferência e do encontro, se foi parcial ou total e se o
encontro é faseado ou não, a data da transferência e a data que foi liberada a retransferência,
caso não seja definitiva. Na segunda parte consta informações sobre a retransferência, como a
data e a duração, além de informar qual operador realizou e de outras observações.
59
Tabela 5.3: Primeira Parte do Relatório de Cargas Transferidas
Fonte: Própria autora
Tabela 5.4: Segunda Parte do Relatório de Cargas Transferidas
Fonte: Própria autora
60
Relatório de equipamentos fora de operação ou operando com restrição
Esse relatório informa os equipamentos da média tensão que estão fora de operação ou
operando com restrição. Nele é informado o operador que está ingressando o equipamento na
tabela, a data, a subestação e o alimentador que o equipamento pertence, o código e o tipo do
equipamento, a descrição, o órgão responsável e o estado de operação. Voltando ao seu
funcionamento normal, o equipamento sai da planilha desse relatório e passa a constar em uma
relação de equipamentos normalizados.
Tabela 5.5: Relatório de Equipamentos Fora de Operação ou Operando com Restrição
Fonte: Própria autora
Relatório de anomalias
O relatório de anomalias controla qualquer problema com a comunicação de alguma
Unidade Terminal Remota (UTR). Nele é informado a subestação que está interligada a UTR
referida, a data e o horário do início e do término, sendo calculado o tempo de duração do
problema, a descrição e o tipo da anomalia, o número do chamado, o órgão responsável pela
UTR, o responsável pelo CCS no momento da anomalia e qualquer outra observação que for
julgada importante.
61
Tabela 5.6: Relatório de Anomalias
Fonte: Própria autora
5.3 Instruções de Operação
As Instruções de Operação (IO) são documentos da Operação Técnica, utilizados nos
Centros de Controle em tempo real, onde são definidos procedimentos detalhados para a
coordenação, supervisão, controle, comando e execução da operação do sistema elétrico que
são colocados em prática tanto em situações de operação normal como em situações de
contingências pelos operadores de sistema da alta e média tensão, pelos operadores de
subestação e pelos supervisores. (COELCE, 2012b) As Instruções de Operação são divididas
em seis grupos, que são:
Instrução de Operação de Esquemas Especiais: define as características do esquema
de controle de emergência que afetam as cargas da Coelce, sendo dividido em
subfrequência e subtensão. O esquema especial por subfrequência estabelece os
procedimentos a serem seguidos quando ocorre a atuação do Esquema Regional de
Alívio de Carga (ERAC), sendo definidos os procedimentos para recomposição das
cargas cortadas pelo ERAC, para o corte manual de cargas quando atuação do ERAC
se mostrar insuficiente para recuperar a frequência e para o acompanhamento das
atuações do ERAC. O esquema especial por subtensão define as características do
esquema de controle de emergência por subtensão que afetam as cargas no Sistema
62
Elétrico da Coelce, estabelecendo os procedimentos para recomposição das cargas
afetadas, para envio das informações para o Boletim de Interrupção de Suprimento de
Energia (BISE) e para a elaboração do informativo preliminar;
Instrução de Operação de Diretriz Operativa: estabelece os procedimentos para a
recomposição com ou sem transferência das cargas dos pontos de suprimento da
Coelce, nos aspectos de interesse sistêmico definido pelo ONS. O número de
tentativas e o intervalo de religamento para a recomposição é definida pela Coelce e
estão escritas na Ordem de Ajuste de Proteção (OAP) de cada subestação. Na atuação
de esquemas especiais, com consequente desligamento de equipamentos e circuitos, a
recomposição dependerá de contato com a ONS, devendo ser utilizados também os
procedimentos das IO de Esquemas Especiais para o retorno à condição normal;
Instrução de Operação Normal: unifica os procedimentos a serem executados pelos
operadores de sistema e operadores de subestação para a liberação e normalização de
equipamentos em configuração normal do sistema. Consta a manobra para a liberação
e normalização dos transformadores de potência, dos disjuntores, dos transformadores
de serviço auxiliar, dos bancos de capacitores e dos religadores de cada subestação;
Instrução de Operação de Recomposição: estabelece os critérios a serem seguidos
pelos Centros de Operação para recomposição de cargas afetadas, que podem ser geral,
fluente, em transformador ou em alimentador. A IO de recomposição geral do sistema
elétrico determina os procedimentos operativos para supervisão, controle e comando
da reposição das cargas diante de um apagão na área norte da Região Nordeste. A IO
de recomposição fluente define os critérios e procedimentos a serem seguidos para as
transferências emergenciais de cargas de modo fluente entre pontos de suprimento. A
IO de recomposição do transformador contém os procedimentos a serem executados
pelos operadores de sistema e operadores de subestação para recomposição das cargas
de transformadores, tendo como anexo os endereços das chaves da subestação e as
manobras que devem ser realizadas. A IO de recomposição de alimentador, que é
utilizada pela operação de média tensão, será melhor detalhada no item 5.3.1;
Instrução de Operação de Contingência: determina os procedimentos operativos a
serem adotados para o gerenciamento das cargas da Coelce quando ocorre
subfrequência causada pelo carregamento dos transformadores. Nessa IO são
definidos os procedimentos para o gerenciamento de carga por corte manual;
63
Instrução de Operação de Emergência Máxima: estabelece os procedimentos a serem
adotados diante de uma contingência de emergência máxima em um barramento ou
em um transformador, com o intuito de normalizar, quando possível, as cargas afetadas
no menor intervalo de tempo, mantendo a integridade das pessoas e dos equipamentos.
5.3.1 Instrução de Operação de Recomposição de Alimentador
A IO de recomposição de alimentador contém os procedimentos a serem executados
pelos operadores de sistema e operadores de subestação para recomposição de cargas de um
alimentador e as informações para energizar no menor período de tempo a maior quantidade
possível das cargas afetadas devido uma ocorrência. Existe uma IO de recomposição de
alimentador para cada subestação, sendo que em cada uma são determinados os procedimentos
para cada alimentador dessa subestação. São incluídos também nessa IO alguns anexos para
facilitar e agilizar a ação dos operadores, diminuindo o tempo de recomposição com segurança.
Esses anexos são endereço de chaves dos alimentadores, carregamentos dos transformadores e
alimentadores, análise de encontro de alimentadores e diagramas unifilares.
Endereço de chaves dos alimentadores
Esse anexo contém todas as chaves de todos os alimentadores da subestação que a IO
se refere, informando o alimentador, o poste que a chave está localizada, o encontro, caso exista,
o tipo da chave, se a mesma é faseada, o endereço, incluindo o bairro, e a posição da chave.
64
Tabela 5.7: Endereço de Chaves do Alimentador 01C2 da SED PCI
Fonte: COELCE, 2013d
Carregamento dos transformadores e alimentadores
Esse anexo informa o carregamento dos transformadores e dos alimentadores da
subestação da IO e de todas as subestações que possam receber ou transferir carga para a
referida. Exibe informações como o carregamento máximo (corrente nominal) e a folga que o
transformador ou alimentador têm para receber carga. O acréscimo de 5% nos valores das
cargas refere-se a uma previsão de crescimento e nos transformadores refere-se a sobrecarga
permitida.
65
Tabela 5.8: Carregamento de Transformadores e Alimentadores da SED PCI e Envolvidas
Fonte: COELCE, 2013d
Análise de encontros de alimentadores
Esse anexo mostra todos os encontros que os alimentadores da subestação da IO
possuem, sendo na sua própria subestação ou em outras. É informando o código da chave desses
encontros, além de apresentar os dados de carregamento dos alimentadores, sendo considerados
receptores os alimentadores que estão ligados ao alimentador da SED referida.
66
Tabela 5.9: Análise de Encontros de Alimentadores da SED PCI
Fonte: COELCE, 2013d
Diagrama Unifilar
Na IO é anexado o diagrama unifilar (DU) de todos os alimentadores da devida
subestação. No DU é mostrado todo o alimentador, todas as chaves, encontros com outros
alimentadores, tipos de encontros, se são faseados ou não, quantidade de clientes conectados
em cada ponto do alimentador, religadores de linha, outros equipamentos automatizados, alguns
pontos de referência e outras informações que forem julgadas necessárias.
67
Figura 5.16: Diagrama Unifilar do Alimentador 01C2 da SED PCI
Fonte: COELCE, 2013d
A IO de recomposição de alimentador deve ser executada após a abertura automática do
religador ser percebida, com a intenção de deixar a menor quantidade de carga possível sem
fornecimento. (COELCE, 2013d) A IO determina, entre outros, os seguintes procedimentos:
Caso haja mais de uma opção de transferência devem ser considerados os
carregamentos máximos dos alimentadores envolvidos, a disponibilidade de
automação, os encontros faseados, o alimentador da mesma subestação e de
preferência do mesmo transformador, o encontro mais próximo da subestação e o
alimentador com maior folga de carga;
Para evitar problemas com níveis de tensão, toda transferência total de cargas, em
horário de carga médio-pesada considerado para aquela subestação, deverá ser feito,
se possível, utilizando mais de um encontro de alimentadores. Na SED PCI, por
exemplo, o horário de carga médio-pesada é entre 07:31 e 21:00 h e de carga leve entre
21:01 e 07:30 h;
68
É necessário observar se o religador fez o seu ciclo completo de religamentos
automáticos ou se o mesmo estava bloqueado, além de identificar alguma informação
oriunda de clientes ou terceiros que possam auxiliar na localização do defeito, como
abalroamento, por isso a importância da comunicação com a central de
relacionamento;
A normalização dos alimentadores deve ser feita por partes, no sentido da fonte até a
carga, energizando primeiramente o trecho da SED até a 1ª chave de reposição, exceto
os casos em que o defeito se localize nesse trecho. Analisando a IO de recomposição
de alimentador da SED PCI, obtemos que o primeiro trecho do alimentador 01C2 é da
SED PCI até a chave B35W/0531. Ao olhar para o DU desse alimentador na Figura
22, temos ao lado dessa chave os valores “3728/72%”, que significam que daquele
ponto até o fim do alimentador ainda existem 3728 (três mil setecentos e vinte e oito)
clientes, que representam 72% de todos os clientes do 01C2, ou seja, ao energizar o
trecho 1, teremos restabelecido 28% da carga. É possível realizar essa mesma análise
em todos os outros trechos de qualquer alimentador;
Os operadores do CCS devem orientam as inspeções dos alimentadores sabendo onde
estão instalados UTR, religadores, chaves seccionadoras e chaves fusíveis que possam
ser utilizadas para manobras. Ao concluir a inspeção de cada parte do alimentador, o
operador deve proceder com as manobras para normalização da parte com defeito.
5.4 Operação de Incidências Não Programadas
Ao ocorrer uma abertura automática em algum equipamento de uma subestação ou em
uma rede de média tensão, o SAC, além de alarmar, abre uma nova incidência. Essa incidência
é considerada uma Incidência Não Programada. O visor de incidências do SAC contém todas
as incidências, programadas ou não programadas, estando de cor vermelha as da média tensão
e de cor rosa as incidências que afetam a média tensão, mas se originaram na baixa tensão.
69
Figura 5.17: Visor de Incidências do SAC
Fonte: Própria autora
Caso a incidência tenha ocorrido em algum alimentador, é necessário seguir os
procedimentos da IO de recomposição de alimentador, que foi anteriormente detalhada. Sendo
necessário solicitar aos operadores de sistema de baixa tensão o apoio das equipes do
atendimento emergencial para o restabelecimento do sistema e informar sobre a incidência para
a Central de Relacionamento, para o responsável do CCS e para o engenheiro de sobreaviso,
caso ocorra em finais de semana ou feriados. É importante também identificar informações de
terceiros que possam auxiliar na localização do defeito e, em caso de dano permanente, como
poste abalroado, acionar as equipes da manutenção para reparos ou reposição do equipamento
danificado.
Se a atuação da incidência for em um ramal, os operadores da baixa tensão receberão
muitas reclamações no mesmo alimentador, sendo necessário informar ao operador de média
tensão para ser analisado o carregamento do alimentador referido visando identificar se houve
alguma perda de carga. Ao perceber essa perda, o operador de MT deve acionar uma equipe de
70
manutenção para inspecionar o local e o operador de BT deve direcionar uma equipe de
atendimento emergencial para confirmar se a ocorrência de fato é na média tensão. Caso seja,
essa incidência será convertida para o SAC-MT e a correção do defeito deverá ser realizada.
Atualmente, a meta da operação de média tensão é restabelecer o fornecimento de 70%
do alimentador em até 23 (vinte e três) minutos, com a ajuda dos equipamentos telecomandados
e, se preciso, dos operadores de subestação. Sendo possível restabelecer o sistema totalmente
apenas após a autorização e a liberação das equipes em campo. (COELCE, 2013a)
Após o encerramento da afetação é necessário preencher todas as informações e fechar a
incidência no SAC. Para isso existe uma ferramenta que auxilia os operadores de média tensão
na finalização das incidências. Nessa ferramenta contém a maioria dos possíveis problemas que
possam ocorrer na MT, sendo divididas em proteções intermediárias, anomalias, avarias,
transferências e equipamentos de linha, além de incluir modelos para relatórios.
Figura 5.18: Ferramenta de Finalização de Incidências da Média Tensão
Fonte: Própria autora
71
5.5 Operação de Incidências Programadas
Incidências programadas são todas as intervenções que foram aprovadas pela área da Pré-
Operação, mais especificamente pela área Gestão de Intervenções mencionada no capítulo 3,
depois de uma análise de riscos e estudo de transferências de carga, sendo elaborado o programa
de manobra da intervenção. Intervenção é toda e qualquer procedimento sobre o sistema
elétrico, podendo ser uma intervenção com ou sem afetação. A intervenção é com afetação
quando é necessário que o fornecimento de energia seja interrompido, sendo necessário
informar os clientes que serão afetados sobre a data e a duração do desligamento. A intervenção
sem afetação é quando a energia não é interrompida, a não ser que haja a atuação de algum
equipamento de proteção, o que causaria uma incidência não programada. A maioria das
incidências programadas são intervenções sem afetação. (COELCE, 2014d)
O programa de manobra elaborada pela Gestão de Intervenções contém o passo a passo
da incidência que será realizada. Nele encontra-se a data e o horário da programação, o operador
de campo (agente) que irá solicitar o desligamento e a finalidade da programação. No programa
de manobra existe também um espaço reservado para ser colocado qual o operador de MT que
realizou a manobra e qual o supervisor naquele momento.
72
Figura 5.19: Programa de Manobra de MT
Fonte: Própria autora
O operador de média tensão deve, em todos os turnos, solicitar as equipes de campo a
execução das manobras, acompanhar essa execução, ativar a programações que foram
73
solicitadas no SAC, registrar o horário real do início e do término da atividade programada e
fechar as programações no SAC. Quando a intervenção for com afetação, ou seja, envolver
desligamento de clientes, o operador deve confirmar com o responsável pelo serviço o horário
final da intervenção 30 (trinta) minutos antes, possibilitando a realização de alguma
providência.
No turno da noite, o operador de sistema deve organizar as incidências que foram
realizadas durante o dia e as que serão realizadas no dia seguinte, anulando as programações
não solicitas, gerando a planilha de controle de desligamentos e bloqueios do dia seguinte e
preencher o Relatório de Acompanhamento dos Desligamentos Programados. (COELCE,
2013a)
74
6 CONCLUSÃO
Com a grande mudança que ocorreu na introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico em
2004 e no Estado reassumindo a responsabilidade do planejamento desse setor, as distribuidoras
de energia elétrica tiveram que se adequar para seguir os novos padrões e continuar garantindo
a segurança no suprimento de energia e evitar multas de altos valores.
As distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Coelce, estão sujeitas ao Prodist, que
são procedimentos para garantir a segurança, eficiência, qualidade e confiabilidade dos sistemas
de distribuição, sendo estipulados, entre outros, procedimentos de operação dos sistemas e
procedimentos relativos à qualidade da energia. A fiscalização e a regulamentação dessas
atividades realizadas pela Coelce são de responsabilidade da ANEEL e da sua representante
estadual, a Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Estado do Ceará (ARCE).
A área responsável por toda a infraestrutura para manter a operação do sistema da Coelce
em perfeito funcionamento é a Operação Técnica, que abrange diversos processos. O processo
Pré-Operação é responsável por analisar e aprovar programações, permitindo a manutenção do
sistema e o ingresso de novas instalações. O Tempo Real supervisiona, comanda e toma ações
para a continuidade do fornecimento de energia elétrica, sendo as operações desse processo,
inclusive a operação de média tensão, realizadas, supervisionadas e controladas pelo CCS. O
processo Atendimento Emergencial é a gestão da operação da rede de baixa tensão com o
auxílio da Central de Relacionamento. A Pós-Operação busca a melhoria no serviço de entrega
de energia e segurança para os operadores e ajuda a evitar multas aplicadas pela ANEEL. O
processo Sistema de Informação Técnica incorpora, armazena e preserva as informações dos
clientes e da rede. E, por fim, a Manutenção das Proteções e Automação realiza a manutenção
dos sistemas de proteção e a automação das subestações e equipamentos de telecontrole.
Operando em alta tensão em todo o Estado do Ceará e em média e baixa tensão na área de
Fortaleza e Região Metropolitana, o CCS tem o objetivo de manter a continuidade no
abastecimento de energia elétrica, tendo uma eficiente comunicação com a Central de
Relacionamento, que é o canal de comunicação entre a Coelce e os consumidores.
As linhas de média tensão da Coelce são bastante extensas e ramificadas, pois alimentam
todos os transformadores de distribuição, localizados em postes, que transformam a média em
baixa tensão, e alimentam também a maioria dos clientes do Grupo A. Devido a isso, as
75
operações no sistema elétrico de média tensão são bastante complexas, com mais casos de
intervenções programadas ou não, merecendo uma atenção especial.
Com o intuito de garantir maior facilidade, velocidade e segurança para os operadores de
sistema, a supervisão, o controle e o comando do sistema elétrico de média tensão pode ser
realizado através do módulo Sistema de Ajuda à Condução (SAC).
Os operadores de média tensão devem monitorar toda a rede de distribuição,
acompanhando, coordenando e supervisionando o carregamento de alimentadores, os níveis de
tensão e os equipamentos de linha telecomandados, além de sempre estarem atualizados sobre
o que aconteceu ou estão acontecendo no sistema elétrico.
Uma incidência não programada ocorre quando acontece uma abertura automática em
algum equipamento de uma subestação ou em uma rede de média tensão. Caso a incidência
tenha ocorrido em algum alimentador, é necessário seguir a Instrução de Operação de
recomposição desse alimentador, que contém todos os procedimentos a serem executados e as
informações para energizar no menor período de tempo a maior quantidade possível das cargas
afetadas, além de conter anexos para facilitar e agilizar a ação dos operadores, diminuindo o
tempo de recomposição com segurança. Atualmente, a meta é restabelecer o fornecimento de
70% do alimentador em até 23 (vinte e três) minutos.
Incidências programadas são todas as intervenções que foram aprovadas e possuem um
programa de manobra, que contém o passo a passo da incidência que será realizada. A
intervenção pode ser com ou sem afetação, com afetação é quanto o fornecimento de energia é
interrompido, podendo afetar os índices de qualidade
6.1 Sugestão de trabalhos futuros
Devido a constante busca pela qualidade no fornecimento de energia, sabendo da
importância de todo o processo que envolve as operações em média tensão, recomenda-se como
trabalhos futuros propostas alternativas para a melhoria dessas operações e estudos sobre as
mudanças que estão ocorrerão.
Estudos devem ser feito para analisar essas operações quando as redes elétricas
inteligentes, smart grids, estiverem em pleno funcionamento, com a inserção da micro e
minigeração no sistema de distribuição, cenário que já está se tornando realidade.
76
7 REFERÊNCIAS
Agencia Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Editora
Brasília, 2008, Brasília.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Sobre a Coelce. 2014a. Disponível em:
<https://www.coelce.com.br/sobrecoelce/conheca.aspx>. Acesso em: 06 out. 2014.
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.
Módulo 1 – Introdução. Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Revisão 6, 2012a.
Agencia Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Critérios para Composição da Rede Básica
dos Sistemas Elétricos Interligados. 1998. Disponível em:
<http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia_publica/audiencia_proton/ap004/Regulament
o%20refer%EAncia%20n%209.doc>. Acesso em: 01 out. 2014.
Procedimentos de rede - PROREDE. Submódulo 10.1 - Manual de Procedimentos da
Operação: conceituação geral. Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. Revisão 1.1,
2010.
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. O que é o SIN - Sistema Interligado Nacional.
Disponível em: <http://www.ons.org.br/conheca_sistema/o_que_e_sin.aspx>. Acesso em: 01
out. 2014.
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. Mapas do SIN. Disponível em:
<http://www.ons.org.br/conheca_sistema/mapas_sin.aspx>. Acesso em: 01 out. 2014.
Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE. Redes de Energia
Elétrica. Disponível em: <http://www.abradee.com.br/setor-eletrico/redes-de-energia-
eletrica>. Acesso em: 01 out. 2014.
77
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.
Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição. Agência Nacional de
Energia Elétrica – ANEEL. Revisão 1, 2010.
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST.
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica. Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
Revisão 4, 2012b.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Organograma. Disponível em:
<https://www.coelce.com.br/sobrecoelce/conheca/estrutura/organograma.aspx>. Acesso em:
06 out. 2014.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Manual de Gestão da Qualidade – MGQ -
001/2014 R-11: Manual de Gestão da Qualidade da Operação Técnica. 2014b.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Instrução de Trabalho – IT-053/2013 R-01:
Tempo Real. 2013a.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Procedimento Operacional – POP-025/2014 R-
08: Operação por Área de Responsabilidade. 2014c.
Ministério do Trabalho e Emprego - MTE. Norma Regulamentadora - NR-10 - Segurança em
Instalações e Serviços em Eletricidade. Ed 2004.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Procedimento Operacional – POP-017/2011 R-
10: Autoridades e Responsabilidades do Operador de Sistema. 2011a.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Procedimento Operacional – POP-016/2013 R-
01: Autoridades e Responsabilidades do Supervisor do Centro de Controle do Sistema.
2013b.
78
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Procedimento Operacional – POP-014/2012 R-
00: Autoridades e Responsabilidades do Engenheiro de Sobreaviso do Sistema Elétrico.
2012a.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Procedimento Operacional – POP-013/2013 R-
12: Codificação Operacional. 2013c.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Procedimento Operacional – POP-012/2008 R-
08: Comunicação Verbal. 2008.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Procedimento Operacional – POP-023/2011 R-
08: Comunicação entre Centro de Controle e Central de Relacionamento. 2011b.
ENDESA S.A., Manual Usuário Final SAC 7.3.0, 30 de julho de 2012.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Norma Técnica – NT-000/2012 R-06:
Elaboração, divulgação e implantação de documentos técnicos normativos. 2012b.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Instrução de Operação - IO-RR-AL.PCI-CO/2013
R-27: Recomposição de alimentador. 2013d.
Companhia Energética do Ceará – COELCE. Instrução de Trabalho – IT-052/2014 R-02:
Gestão de Intervenções. 2014d.
