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UNIVERSIDADE SÃO FRANCISCO
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ESTUDO COMPARATIVO DOS INDICADORES TÉCNICOS DE QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA COM A UTILIZAÇÃO DO
SOFTWARE RESA
Área de Distribuição de Energia Elétrica
por
Thiago Eduardo Lisboa
Geraldo Peres Caixeta, Doutor. Orientador
Campinas (SP), Dezembro de 2007
i
UNIVERSIDADE SÃO FRANCISCO
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ESTUDO COMPARATIVO DOS INDICADORES TÉCNICOS DE QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA COM A UTILIZAÇÃO DO
SOFTWARE RESA
Área de Distribuição de Energia Elétrica
por
Thiago Eduardo Lisboa
Relatório apresentado à Banca Examinadora do Trabalho de Conclusão do Curso de Engenharia Elétrica para análise e aprovação. Orientador: Geraldo Peres Caixeta, Doutor.
Campinas (SP), Dezembro de 2007
ii
SUMÁRIO
LISTA DE ABREVIATURA.................................................................. ..IV
LISTA DE FIGURAS.................................................................................V
LISTA DE TABELAS................................................................................VI
LISTA DE EQUAÇÕES .......................................................................... VII
RESUMO................................................................................................. VIII
ABSTRACT ...............................................................................................IX
1. INTRODUÇÃO ........................................................................................ 1
1.1. OBJETIVOS. ...................................................................................................... 2
1.2. METODOLOGIA ............................................................................................... 2
2. INTRODUÇÃO AS REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ...................................................................................................3
2.1. SISTEMAS ELÉTRICOS DE DISTRIBUIÇÃO................................................ 3
2.2. REDES DE DISTRIBUIÇÃO PRIMÁRIAS E SECUNDÁRIAS...................... 5
2.3. RECONFIGURAÇÕES DE REDES PRIMÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO ........ 7
2.4. PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA.... 9
2.5. ALGUNS TIPOS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO........................................ 11
2.5.1. Rede subterrânea ..............................................................................................................11
2.5.2. Rede aérea com cabo isolado ...........................................................................................13
2.5.3. Rede aérea compacta com cabo protegido .......................................................................14
2.5.4. Rede aérea com cabo nu...................................................................................................15
3. POSSÍVEIS DEFEITOS NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO.............. 16
4. CENTRO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA – COS CPFL ................... 18
4.1. A ARQUITETURA DA OPERAÇÃO ............................................................. 18
4.1.1. O Software do Sistema Supervisório ...............................................................................19
4.1.2. As Funcionalidades do Sistema Supervisório ..................................................................22
4.2. CENTRO DE OPERAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO - CO.................................. 24
4.2.1. Organização das Áreas da Operação ................................................................................24
iii
4.2.2. Sistematização da Operação.............................................................................................24
4.2.3. Equipes do Serviço de Campo .........................................................................................25
5. AUTOMAÇÃO NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA .................................................................................................27
5.1. FUNCIONALIDADE DOS POSTOS DE TELECONTROLE DA REDE
PRIMÁRIA.............................................................................................................. 28
5.2. FUNCIONALIDADES BÁSICAS DAS UTRS DE POSTE............................ 30
5.2.1. Alarmes e Funções da UTR de Poste ...............................................................................30
5.2.2. Características do Software Básico e Aplicativo .............................................................30
5.3. AUTOMAÇÃ NA CPFL................................................................................... 32
5.3.1. Religamento Automático de Alimentadores na CPFL.....................................................32
5.4. SISTEMA RESA – RELIGAMENTO SELETIVO DE ALIMENTADORES. 34
5.4.1. Alimentador sem defeito permanente ..............................................................................34
5.4.2. Defeito Permanente entre o Disjuntor (D) e a Chave Telecomandada (C1)....................35
5.4.3. Defeito Permanente após a Chave Telecomandada (C1) .................................................35
6. INDICADORES TÉCNICOS DE QUALIDADE ................................. 38
6.1. A ANEEL.......................................................................................................... 38
6.2. DEFINIÇÃO DOS INDICADORES TÉCNICOS DE QUALIDADE ............. 39
6.2.1. DEC – Duração Equivalente de interrupção por unidade Consumidora..........................39
6.2.2. FEC – Freqüência Equivalente de interrupção por unidade Consumidora ......................39
6.2.3. TMA – Tempo Médio de Atendimento............................................................................40
7. ESTUDO COMPARATIVO DE OCORRÊNCIAS NO ALIMENTADOR TRE-06 UTILIZANDO O SOFTWARE RESA .........41
7.2. APRESENTAÇÃO DOS CASOS..................................................................... 43
7.2.1. Caso de ocorrência no alimentador TRE-06 no dia 17/10/2005 ......................................43
7.2.2. Caso de ocorrência no alimentador TRE-06 no dia 11/08/2007 ......................................46
8. CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................. 49
8.1. PROJETOS FUTUROS .................................................................................... 51
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS....................................................... 52
ANEXO I – FLUXOGRAMA LÓGICO DO SISTEMA RESA............... 53
iv
LISTA DE ABREVIATURAS
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
CAM Campinas
CO Centro de Operação
COS Centro de Operação do Sistema
CPFL Companhia Paulista de Força e Luz
CTEEP Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista
DEC Duração Equivalente por Consumidor
DMS Distribution Management System
EA Estação Avançada
FAR Funções de Análise de Rede
FEC Freqüência Equivalente por Consumidor
IHM Interface Homem Máquina
PTR Posto de Telecontrole de Rede
RESA Religamento Seletivo de Alimentadores
SDDT Sistema Digital Distribuído de Telecontrole
TCC Trabalho de Conclusão de Curso
TMA Tempo Médio de Atendimento
TRE Trevo
USF Universidade São Francisco
UTR Unidade Terminal Remota
v
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Diagrama Unifilar de alimentadores da rede de distribuição de energia elétrica.................4
Figura 2. Sistema de rede primária e secundária de distribuição.........................................................5
Figura 3. Rede primária com chaves de manobras...............................................................................7
Figura 4. Rede subterrânea.................................................................................................................12
Figura 5. Rede aérea com cabo isolado..............................................................................................13
Figura 6. Rede aérea compacta com cabo protegido..........................................................................14
Figura 7. Rede aérea com cabo nu......................................................................................................15
Figura 8. Centro de Operação do Sistema Sudeste (COS e CO) em Campinas.................................18
Figura 9. Eventos gerados em tempo real no IHM............................................................................20
Figura 10. Tela de eventos do IHM....................................................................................................21
Figura 11. Tela da Subestação Trevo no IHM, disjuntores dinamizados..........................................22
Figura 12. Exemplo do diagrama unifilar com dois alimentadores interligados................................37
Figura 13. Mapa da região Sudeste e seus conjuntos elétricos...........................................................41
Figura 14. Alimentador TRE-06 na tela de manobras do IHM.........................................................42
Figura 15. Disjuntor do alimentador TRE-06 desligado após defeito no seu circuito.......................43
Figura 16. Manobra de parte do alimentador TRE-06 para o CAM-16............................................44
Figura 17. Disjuntor do alimentador TRE-06 desligado e a PTR 21589 aberta pelo RESA.............46
Figura 18. Manobra de parte do alimentador TRE-06 para o CAM-16.............................................47
vi
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1: Indicadores técnicos do alimentador TRE-06 na ocorrência do dia 17/10/2005..............45
Gráfico 2: Indicadores técnicos do alimentador TRE-06 na ocorrência do dia 11/08/2007..............48
Gráfico 3: Comparativo entre os indicadores referente as ocorrências do alimentador TRE-06.......49
Gráfico 4: Comparativo da demanda não absorvida pelos consumidores interrompidos nas
ocorrências do alimentador TRE-06...................................................................................................50
vii
LISTA DE EQUAÇÕES
Equação 1...........................................................................................................................................39
Equação 2...........................................................................................................................................40
Equação 3...........................................................................................................................................40
viii
RESUMO
LISBOA, Thiago Eduardo. Estudo Comparativo dos Indicadores Técnicos de Qualidade de
Energia Elétrica com a utilização do Software RESA. Campinas, Ano. 2007, 69 f. Trabalho de
Conclusão de Curso, Universidade São Francisco, Campinas, 2007.
Atualmente, as concessionárias de distribuição de energia elétrica estão mais preocupadas
com a qualidade e continuidade do fornecimento de energia elétrica aos seus consumidores. Ocorre
então, a busca constante para se encontrar maneiras e métodos eficazes para a otimização dos
indicadores técnicos de qualidade. Um desses métodos pode ser feito através do estudo das
possibilidades de configurações disponíveis em cada alimentador da rede de distribuição.
Nesse trabalho será apresentado um comparativo dos indicadores técnicos de qualidade,
entre ocorrências de desligamento no alimentador 06 da Subestação Trevo (TRE-06), com a
utilização do software RESA (Religamento Seletivo de Alimentadores), que vem sendo
implementado no sistema supervisório dos Centros de Operação da Companhia Paulista de Força e
Luz (CPFL), visando otimizar os religamentos automáticos dos alimentadores.
Foi elaborado um comparativo dos indicadores técnicos de qualidade através de gráficos,
utilizando os dados apurados nas ocorrências relativas a cada desligamento ocorrido no referido
alimentador.
Na CPFL, o religamento automático de alimentadores de Subestações telecontroladas é
executado através de software, sendo feitas 2 tentativas de religamento em todo o alimentador.
Através do sistema RESA, após os desligamentos, chaves telecomandadas estrategicamente
alocadas nos alimentadores são manobradas automaticamente, de forma coordenada à rotina de
religamento automático. O software analisa os resultados de cada tentativa de religamento e,
conforme esses resultados, atua nas chaves telecomandadas, ligando-as ou desligando-as de forma a
minimizar o trecho interrompido e, conseqüentemente, a ser inspecionado.
Com a utilização do sistema, esperam-se ganhos expressivos na contribuição de cada
ocorrência tanto para os indicadores técnicos de continuidade de fornecimento de energia elétrica
DEC, FEC e TMA, quanto na quantidade da energia que não seria absorvida pelos consumidores
dos trechos onde ocorreram às interrupções.
Palavras-chave: energia elétrica, indicadores técnicos, qualidade de energia, religamento seletivo de alimentadores.
ix
ABSTRACT
Nowadays, the electric power companies are very worried about the quality and continuity
of the energy supply to its consumers. The constant search occurs then to find efficient ways and
methods to promote gains in the quality technical indices. One of those methods can be made
through the study of the possible and available configurations in each feeder of the distribution
lines.
In this work will be presented a study case of the quality technical indices, considering fault
occurrences in feeder 06 of Trevo Substation (TRE-06), with use of the software RESA (Feeders
Selective Reclosing), that is being implemented in the supervisory system at the Operation Centers
in the Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL), aiming to optimize the automatic reclosing of
the feeders.
To this study, was elaborated a comparative verification in the quality technical indices
being it made through graphs, using the refined data in the relative occurrences to each
disconnection occurred in this feeder.
In the CPFL, the automatic reclosing of feeders is executed through software in the
telecontrolled substations, being made 2 attempts in the entire feeder.
Through RESA system, after disconnections, telecontrolled switches strategically placed in
the feeders are maneuvered automatically, under the automatic reclosing routine. The software
analyzes the results of each attempt of reclosing and, with the results, acts in the telecontrolled
switches, closing them or disconnecting them, so decreasing the disconnected amount of the line
and costumers. By this way, decreases also the amount of lines to be inspected.
With the use of this system, are expected gains considering the contribution of each
occurrence in the technical indices of supplying continuity of electric energy (in Portuguese: DEC,
FEC and TMA) and also saving money, considering the amount of energy that wouldn’t be sold to
the consumers where the disconnecting occurred.
Keywords: electric power, technical indices, quality energy, feeders selective reclosing.
1
1. INTRODUÇÃO
Tendo em vista a crescente necessidade de melhoria dos indicadores técnicos de qualidade e
continuidade do fornecimento de energia elétrica, sempre que ocorre um desligamento em um dos
alimentadores da Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL), é despendido um esforço conjunto
dos Operadores dos Centros de Operação e dos eletricistas em campo, para identificar a causa ou o
defeito que ocasionou o desligamento do alimentador e promover o seu rápido restabelecimento.
Grande parte da rede de distribuição da CPFL se encontra instalada em áreas urbanas de
grandes cidades como Campinas, Ribeirão Preto, São José do Rio Preto, Bauru, Santos e Sorocaba,
dentre outras do interior do Estado de São Paulo. Nestas áreas, o deslocamento de veículos de
serviço é dificultado pelo tráfego intenso, que é característico das cidades de grande e médio porte.
Inúmeros são os casos em que a inspeção dos alimentadores é mais demorada que o reparo dos
defeitos propriamente dito. Além disso, existem alimentadores que possuem grandes extensões e
atendem inúmeros consumidores.
Tendo como objetivo a permanente melhoria dos indicadores técnicos exigidos e
regulamentados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), como o Tempo Médio de
Atendimento (TMA), a Duração Equivalente por Consumidor (DEC) e a Freqüência Equivalente
por Consumidor (FEC), soluções para a diminuição do tempo gasto com a identificação de defeito
em alimentadores interrompidos são constantemente buscadas. Diminuindo-se o tempo de
localização da causa e do defeito que provocaram um desligamento, automaticamente se diminui a
duração de uma interrupção. Nesta busca, são aplicadas várias alternativas, como investimentos em
equipamentos, veículos e desenvolvimento técnico de eletricistas, o que possibilita uma inspeção
mais rápida e eficaz.
Outras soluções, como a diminuição da extensão dos alimentadores através de
seccionamento e redistribuição de carga, são utilizadas em menor escala, por envolver altos custos.
Neste contexto, a utilização de automação em alimentadores tem se apresentado como solução de
elevada eficácia, já que a maioria dos alimentadores é monitorada e supervisionada pelo Centro de
Operação do Sistema, que irá coordenar todo o processo de restabelecimento de energia através dos
equipamentos automatizados e telecontrolados em conjunto com as equipes do serviço de campo.
2
1.1. OBJETIVOS
Este trabalho tem por objetivo realizar um estudo comparativo para a viabilidade da
aplicação do software de religamento seletivo de alimentadores (RESA) num determinado circuito
alimentador da rede de distribuição de energia elétrica da CPFL.
Serão apresentados os circuitos alimentadores das redes de distribuição da CPFL com seus
respectivos equipamentos de rede, a filosofia de Operação da rede pelo Centro de Operação do
Sistema e os recursos e ferramentas utilizadas para a execução de manobras na rede.
Será realizada também uma apresentação dos índices e indicadores, tanto os estabelecidos
pelo órgão regulador ANEEL como os da CPFL, de forma a obter uma comparação entre os índices
e indicadores sem a utilização do software RESA e com a aplicação e utilização do mesmo em
determinado circuito alimentador.
1.2. METODOLOGIA
Foi feita a análise e apuração dos indicadores técnicos de qualidade e continuidade do
fornecimento de energia elétrica entre duas ocorrências referente aos desligamentos ocorridos no
alimentador TRE-06. Com a apuração desses dados, foi feito um gráfico para cada ocorrência com
os indicadores DEC, FEC e TMA.
Em seguida, foi levantado um outro gráfico com o comparativo dos indicadores técnicos de
qualidade entre as ocorrências. Na primeira ocorrência ainda não havia sido instalado o software
RESA na UTR do alimentador TRE-06 e na segunda ocorrência o software já havia sido instalado.
Com os tempos de cada ocorrência foi levantado um gráfico relativo a demanda faturável
não aproveitada pelos consumidores do alimentador no momento da interrupção de cada
desligamento.
3
2. INTRODUÇÃO AS REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA
2.1 SISTEMAS ELÉTRICOS DE DISTRIBUIÇÃO
Os Sistemas Elétricos de Distribuição são basicamente constituídos por subestações, redes
primárias e redes secundárias. As redes primárias, também conhecidas como alimentadores de
distribuição, são construídas com condutores de alumínio, cobre ou aço, podendo ser isolados para a
classe de tensão de 15kV, 25kV ou 34,5kV, protegidos contra danos mecânicos ou simplesmente
nus, sendo esta última uma característica da grande maioria dos alimentadores [1].
Os comprimentos dos alimentadores de distribuição variam em função da localização das
cargas a serem atendidas e das condições topográficas da região. Em relação à subestação (fonte), o
consumidor mais distante pode estar a dezenas de quilômetros. Um alimentador possui desde alguns
metros a até algumas centenas de quilômetros de redes, somando-se ao tronco todas as suas várias
derivações (ramais). São maiores, principalmente, em regiões onde existem grandes extensões
rurais a serem atendidas.
Uma das características básicas que diferem um alimentador de distribuição de uma linha de
transmissão é a quantidade elevada de derivações do alimentador, necessárias para atendimento das
várias cargas espalhadas ao longo de uma região, como mostra a Figura 1.
4
Figura 1. Diagrama Unifilar de alimentadores da rede de distribuição de energia elétrica. Fonte: IHM (Interface Homem Máquina) – Tela do nível de detalhes.
5
2.2 REDES DE DISTRIBUIÇÃO PRIMÁRIAS E SECUNDÁRIAS
Um sistema de distribuição é usualmente dividido em rede primária e secundária. A Figura 2
representa esquematicamente um sistema de distribuição, com destaque para as redes primárias e
secundárias.
Figura 2. Sistema de rede primária e secundária de distribuição. Fonte: Adaptado de González (2003).
As redes primárias são formadas por todos os equipamentos compreendidos entre os
transformadores das subestações abaixadoras até o enrolamento primário dos transformadores de
distribuição, que se localizam nos postes das ruas. Podem também existir alguns consumidores
ligados diretamente à rede primária, recebendo energia em níveis de tensões denominadas
primárias, (usualmente 13,8 ou 11,9 kV).
6
As redes primárias são compostas de alimentadores e equipamentos com diversas
finalidades no sistema. Os alimentadores são os condutores de energia (cabos ou linhas) que partem
dos transformadores das subestações abaixadoras e alimentam diretamente, ou por intermédio de
seus ramais, os transformadores de distribuição e alguns consumidores. Já os equipamentos podem
ser de manobra, proteção, correção e transformação, dependendo de suas ações nas redes.
Os equipamentos de seccionamento e proteção permitem manobras nas redes para
transferências de cargas, abertura e fechamento de circuitos (gerenciamento da rede); têm também a
finalidade de proteger a rede e seus componentes. Disjuntores, chaves-fusíveis, chaves a óleo,
chaves facas, religadores e pára-raios são exemplos de equipamentos de manobra e proteção. Os
equipamentos de proteção devem atuar em coordenação, de forma que, quando houver um defeito,
o equipamento mais próximo seja o primeiro a atuar.
A finalidade dos equipamentos de correção é corrigir grandezas que estão com níveis
inadequados. Pode-se citar nessa categoria de equipamentos os reguladores de tensão, que têm a
incumbência de manter as tensões nas cargas dentro dos padrões fixados, e os bancos de
capacitores, usados para corrigir valores do fator de potência. Quando adequadamente utilizados, os
bancos de capacitores trazem outros benefícios correlatos, como redução de perdas de energia,
aumento das capacidades dos sistemas e correção de perfis de tensão [2].
7
2.3 RECONFIGURAÇÕES DE REDES PRIMÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO
A operação usual de um sistema de distribuição de energia elétrica é da forma radial, ou
seja, existe um único caminho energizado entre uma subestação e cada um dos consumidores –
conseqüentemente, não existem ciclos, anéis, energizados na rede. A configuração radial do sistema
de distribuição visa reduzir custos com linhas e equipamentos, para proteção e coordenação da
operação da rede.
Embora a rede tenha uma estrutura de operação radial (sem ciclos), os alimentadores, são
conectados a seus vizinhos através de chaves de manobras, normalmente abertas. A Figura 3
apresenta parte de uma rede primária contento chaves de interligação ou manobra (destacadas em
verde) que permitem reconfigurações. Essas chaves permitem o gerenciamento das redes com o
objetivo de isolar falhas, religar áreas isoladas em decorrência de defeitos, melhorar níveis de
tensões e reduzir perdas (por reconfigurações) [2].
Figura 3. Rede primária com chaves de manobras. Fonte: IHM (Interface Homem Máquina) – Tela do nível de manobras.
8
As reconfigurações de redes de sistemas de distribuição podem ser realizadas de duas
maneiras: por ação remota (em sistemas automatizados) ou por ação local, pelas equipes do serviço
de campo (manutenção e emergência).
Todas as chaves manobráveis em uma rede de distribuição, automáticas ou manuais, podem
ser consideradas como variáveis de decisão do problema de redução de perdas por reconfigurações.
Pode-se mostrar, que o número de configurações possíveis em uma rede de distribuição está
associado ao número de combinações de estados das chaves, fator que cresce exponencialmente
com o número de chaves existentes na rede.
9
2.4 PROTEÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Os sistemas de distribuição de energia elétrica estão sujeitos a diversos tipos de
perturbações, que podem levar a atuação do sistema de proteção nos alimentadores.
O sistema de proteção da maioria dos alimentadores consiste na utilização de relés de
sobrecorrente para proteção contra sobrecargas e curtos-circuitos entre fases e fase-terra. Em
grandes alimentadores, com pontos de redes a grande distância do cubículo fonte ou em subestações
onde as correntes de curto-circuito são de baixa intensidade, poderá haver dificuldades para ajuste
dos relés de proteção que controlam as operações do disjuntor. Duas são as situações que
normalmente geram dificuldades nestes casos [3]:
1) Quando a corrente de curto-circuito fase-fase é inferior a corrente de carga, há necessidade
de elevar o ajuste dos relés de fase para permitir a passagem da corrente de carga, deixando
as regiões mais distantes sem proteção, já que os valores das correntes de curto-circuito são
insuficientes para sensibilizar os relés do cubículo;
2) Quando a corrente de desequilíbrio das fases é superior a de curto-circuito fase-terra. Neste
caso gera-se corrente de seqüência zero indesejável no circuito de proteção, provocando a
atuação do relé de neutro ou relé para faltas das altas impedâncias, que só deveriam atuar
para ocorrência de curto-circuito.
Para manter a qualidade do fornecimento de energia elétrica aos consumidores, um sistema
de proteção deve atender os seguintes requisitos:
• Seletividade: numa eventual falta, somente a parte defeituosa deve ser isolada, mantendo as
outras em serviço;
• Rapidez: as sobrecorrentes geradas por uma determinada falta deve ser extinta no menor
tempo possível, a fim de se evitar que as outras partes do sistema recebam a propagação do
defeito;
• Sensibilidade: a proteção deve ser sensível aos defeitos que possam ocorrer no sistema;
• Segurança: a proteção não deve atuar de forma incorreta quando não ocorrer à falta, e nem
deixar de atuar em casos de falta;
10
• Economia: toda a implantação do sistema deve ser economicamente viável.
Por isso, para atender todos os requisitos acima se faz necessário um detalhado estudo de
proteção para adequar todos os equipamentos e dispositivos de um sistema de proteção.
Segue uma breve descrição de alguns dispositivos de proteção:
1) Elos fusíveis: são dispositivos amplamente utilizados nas redes de distribuição,
basicamente na proteção de ramais secundários de alimentadores, ramais de entrada de
consumidores e transformadores de distribuição. São utilizados em conjuntos com
chaves mecânicas que abrem seus contatos em caso de queima do fusível. A queima de
um ou mais fusíveis ocasiona a interrupção da corrente que circula pela fase a qual o
fusível está ligado. Sendo assim, precisam ser substituídos manualmente para que o
sistema volte a sua condição normal de operação.
2) Religadores automáticos: é um dispositivo que pode ser classificado quanto ao número
de fases, trifásico ou monofásico, constituídas de chaves controladas eletricamente e
submersas em óleo, a gás ou a vácuo. Assim que a falta é detectada, através da medida
de corrente em seus terminais, o religador dispara rapidamente abrindo o circuito.
Decorrido o intervalo de religamento pré-estabelecido os contatos são fechados. Caso a
falta seja transitória, o circuito permanecera ligado e caso permaneça o defeito, o circuito
abre novamente e permanece desligado.
3) Seccionadores automáticos: é um equipamento utilizado para interrupção automática de
circuitos, que abre seus contatos quando o circuito é desenergizado por um equipamento
de proteção situado a sua retaguarda e equipado com um dispositivo de religamento
automático. São projetados para atuarem em conjunto com os religadores, sendo que a
cada vez que o religador atua devido a um defeito, o seccionador conta o número de
interrupções até abrir seus contatos pelo número de interrupções pré-determinadas.
4) Relés de sobrecorrente: são dispositivos ligados no lado secundário dos transformadores
de corrente (TCs) e, portanto, são acionados por correntes proporcionais aquelas do
circuito primário do alimentador ou equipamento protegido. Exercem a função de
sobrecorrente e atuam sobre os disjuntores que isolam o circuito com o defeito.
11
2.5 ALGUNS TIPOS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO
Um alimentador de distribuição de energia elétrica é construído com um determinado padrão
de estrutura, visando garantir a qualidade e continuidade de fornecimento exigida pela característica
da carga e pelo consumidor, atendendo a legislação pertinente, ou ainda, com uma combinação de
alguns padrões que atendam características particulares de locais por onde passa.
Quanto à disposição física dos condutores, são mais utilizados os padrões de estruturas para
os alimentadores de distribuição subterrânea, aérea com cabos isolados, compactos protegidos ou
nus.
Por ser o meio físico de sustentação dos cabos que transportam a energia elétrica, o padrão
das estruturas para a construção das redes de distribuição, exerce forte influência sobre a
continuidade do fornecimento de energia elétrica e de sua qualidade. Porém, quanto maior a
qualidade e continuidade requerida, tanto melhor devera ser a tecnologia a ser empregada que
conseqüentemente provocara uma elevação no custo do projeto, construção, operação e
manutenção.
Em grande parte, os alimentadores são construídos com estruturas aéreas e condutores nus,
dispostos horizontalmente através da utilização de cruzetas de madeira. Atualmente, a escassez de
madeira de lei para a confecção de cruzetas, aliada a problemas ambientais causados pela sua
extração, vem equiparando o preço dessas estruturas com as novas alternativas de redes com cabos
compactos protegidos.
Considerando-se os padrões das estruturas mais representativas na maioria dos
alimentadores de distribuição, as descrições a seguir, evidenciam suas características quanto ao
desempenho e aplicação.
2.5.1 Rede subterrânea
Tem aplicação específica em local onde a arquitetura ou uma baixa taxa de falha são
exigidos. Possui custo relativo de projeto muito elevado, quando comparados aos demais padrões.
Há baixíssima probabilidade de ocorrências de curto-circuito trifásico e fase-fase, sendo a maioria
12
das ocorrências associadas à falta de terra. Os cabos são isolados e podem ser dispostos em
seqüência, como na Figura 4, onde os cabos dos alimentadores estão na saída da subestação para
mais a frente aflorarem para os alimentadores em cabos nus.
.
Figura 4. Rede subterrânea.
13
2.5.2 Rede aérea com cabo isolado
É empregado principalmente em região onde há um grande potencial de risco de contato
acidental, pouco espaço aéreo, necessidade de passar vários circuitos por uma estrutura de
sustentação e onde é requerido bom índice de continuidade. Tem características que se aproximam
de um padrão de rede subterrânea, com implicações arquitetônicas, mas com uma sensível redução
no custo de implantação. Possuem cabos isolados normalmente dispostos em estruturas de
sustentação simples, como mostrado na Figura 5.
Figura 5. Rede aérea com cabo isolado.
14
2.5.3 Rede aérea compacta com cabo protegido
É construída principalmente em regiões onde há riscos de falhas provocadas pela vegetação,
sendo um padrão intermediário do ponto de vista da relação custo-beneficio, entre as redes com
cabos nus e aquelas com cabos isolados. Os cabos são protegidos mecanicamente contra abrasão,
não possuem isolação para a classe de tensão de operação e estão dispostos em estruturas de
sustentação para redes aéreas na posição horizontal ou losangular, com um cabo mensageiro, como
mostra a Figura 6.
Figura 6. Rede aérea compacta com cabo protegido.
15
2.5.4 Rede aérea com cabo nu
É o padrão mais utilizado, com menor custo relativo de projeto, mas custo maior em função
de expor as fases a perturbações. Os cabos são geralmente dispostos em estruturas de sustentação
para redes aéreas na posição horizontal, como mostra a Figura 7.
Figura 7. Rede aérea com cabo nu.
16
3. POSSÍVEIS DEFEITOS NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO
As empresas do setor elétrico brasileiro passam por um estágio avançado de otimização de
recursos, resultando em redução de custos operacionais. Os novos indicadores e limites de
continuidade do fornecimento de energia elétrica, implantados através da resolução 024 da ANEEL
[4], bem como a exigência dos consumidores pela melhoria da qualidade e continuidade da energia,
tem gerado nas empresas a necessidade de investimentos no desenvolvimento de técnicas e
metodologias cada vez mais aprimoradas.
Os órgãos reguladores de energia elétrica, através de programas de Pesquisa &
Desenvolvimento, incentivam a elaboração de estudos que buscam cada vez mais otimizar custo-
beneficio em projetos de construção, operação e manutenção dos sistemas de distribuição de energia
elétrica.
Apesar de os projetos dos sistemas de distribuição de energia elétrica considerarem pré-
requisitos de qualidade de fornecimento e confiabilidade, que visam garantir a satisfação do
consumidor e adequação aos indicadores regulados, este sistema ainda está exposto às condições
diversas e imprevisíveis, que certamente ocasionarão o aparecimento de falhas em pontos
aleatórios. Pode-se dizer que as falhas potenciais em sistemas de distribuição são as seguintes [3]:
a) Isolação – as tensões nos condutores do sistema são elevadas e conseqüentemente rupturas
para a terra ou entre cabos podem ocorrer por diversos motivos, tais como: projeto
inadequado da isolação dos equipamentos; estruturas ou isoladores mal dimensionados;
material empregado inadequado ou de má qualidade; problemas de fabricação e
envelhecimento do próprio material.
b) Mecânicos – são oriundos da natureza e provocam ação mecânica no sistema elétrico, como
ação do vento; vegetação; deposição de poluentes, etc.
c) Elétricos – são os problemas elétricos intrínsecos a natureza ou os devidos à operação do
sistema: descargas atmosféricas diretas ou indiretas; sobretensões de manobras e
sobretensões induzidas.
17
d) Natureza Térmica – os sobreaquecimentos nos cabos e equipamentos dos sistemas devidos a
sobrecorrentes oriundos de sobrecarga no sistema; sobretensão dinâmica no circuito; cabos
deteriorados por recozimento e má conexão.
e) Manutenção – são os decorrentes do inadequado controle de qualidade do material e serviço,
tais como a substituição inadequada de peça e equipamento; pessoal não treinado ou sem
qualificação; peças de reposição não adequadas; falta de controle de qualidade na compra do
material e falta ou falha na inspeção de rede.
f) Falhas de outra natureza – atos de vandalismo; queimadas; inundações; desmoronamentos e
acidentes de qualquer natureza.
Uma característica peculiar dos sistemas elétricos é a ocorrência de curto-circuito que
dependem de diversos fatores, os quais podem ser oriundos do próprio sistema ou de fatores
externos. Há ainda que se contar com a sazonalidade, que afetam a freqüência de ocorrência de
falhas em determinadas regiões e épocas do ano.
Quanto aos fatores externos, exemplos típicos são alimentadores de distribuição que passam
por regiões onde ocorrem muitas queimadas da vegetação e acabam por queimar também os postes
de madeira, provocando a queda dos cabos ao solo e conseqüentemente causando curto-circuito do
tipo fase-terra. Em regiões urbanas são comuns as quedas de objeto dos edifícios sobre cabo nu
provocando curto-circuito fase-fase ou trifásico. Em regiões de campo aberto, ou onde encontramos
pouca vegetação ou ainda edificações com altura inferior as redes, são comuns descargas
atmosféricas diretas ou indiretas, provocando múltiplos vazamentos nos isoladores, característica do
curto-circuito fase-terra. Estes exemplos mostram que a sazonalidade e a região têm influência
sobre o tipo e quantidade da incidência de curtos-circuitos.
18
4. CENTRO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA – COS CPFL
4.1 A ARQUITETURA DA OPERAÇÃO
A operação do sistema da CPFL, no âmbito da transmissão é realizada pelo Centro de
Operação do Sistema (COS) com visão global do sistema de transmissão e no âmbito da
distribuição é realizado por 5 Centros de Operação (CO) com visões regionalizadas. Na Figura 8
podemos observar o COS e CO Sudeste, localizado em Campinas.
É conduzida através de avançada tecnologia de automação via software, suportada pelo
Sistema Digital Distribuído de Telecontrole (SDDT) e ainda, para a transmissão, pelas ferramentas
de auxílio à operação de tempo real conhecidas como Funções de Análise de Rede (FAR).
Figura 8: Centro de Operação do Sistema Sudeste (COS e CO) em Campinas.
19
4.1.1 O Software do Sistema Supervisório
O Sistema Digital Distribuído de Telecontrole (SDDT), instalado em todos os Centros de
Operação a partir de 1989, adota estrutura distribuída, na qual diversas funções são divididas por
microcomputadores dedicados e com funções específicas dentro do sistema.
O SDDT permite ao Operador dos Centros de Operação, executar manobras, supervisionar e
controlar a distância o sistema elétrico da área de concessão da CPFL, através das informações
enviadas constantemente para os postos de operação.
Cada um dos postos de operação possui uma ferramenta chamada IHM (Interface Homem
Máquina), que se trata de um serviço do SDDT que facilita a navegação dos operadores através de
diagramas e janelas. Essa ferramenta oferece também uma identificação dos eventos que ocorrem
na rede em tempo real, que facilitam na identificação e na ação do operador do sistema sobre os
diversos eventos relacionados com o sistema elétrico da CPFL.
Nas telas do IHM são dinamizados todos os equipamentos telecomandados, para que o COS
e os 5 Centros de Operação tenham o controle e a ação sobre esses equipamentos através de seu
sistema supervisório SDDT. A seguir são apresentadas algumas telas do IHM.
20
Figura 9: Eventos gerados em tempo real no IHM.
21
Figura 10: Tela de eventos do IHM.
22
Figura 11: Tela da Subestação Trevo no IHM, disjuntores dinamizados.
4.1.2 As Funcionalidades do Sistema Supervisório
4.1.2.1 A Função da UTR
Existe uma UTR (Unidade Terminal Remota) em cada subestação que se quer supervisionar.
Além de UTRs nas principais subestações da CPFL, existem também UTRs nas subestações da
CTEEP que se interligam com o sistema elétrico da CPFL.
23
A UTR é responsável por coletar informações de medições e de estado de equipamentos da
subestação e enviá-los para os Centros de Operação. Além disso, recebem os comandos gerados
pelo Operador para atuação nos equipamentos. Tem também a função de religamento automático de
linhas e alimentadores.
Todas as medidas de tensão apresentam redundância de transdução, havendo 3 transdutores
para cada uma destas medidas. O software da UTR faz as seguintes verificações nas medições:
a) �verifica distorções entre as 3 medidas de tensão, descartando a medida que destoar das
outras duas. Se as 3 medidas estiverem com valores díspares, o Operador é informado que a
medida da tensão não é confiável e um diagnóstico é gerado para a equipe de manutenção.
b) �os valores de potência ativa e os de potência reativa passam por uma verificação de barra,
a soma das potências de uma barra deve resultar um valor próximo de zero.
4.1.2.2 A Função do PTR
Existem PTRs (Posto de Telecontrole de Rede) ao longo da rede de distribuição de algumas
das principais cidades da área de concessão da CPFL.
O PTR é um equipamento instalado em um poste onde existe uma chave de manobra e
permitem ao Operador dos Centros de Operação, a operação da chave à distância de modo a realizar
de uma maneira rápida manobras na rede em casos programados e de emergência. Além disso,
fornecem informações de medições e de estado da chave e de outros sensores associados à chave ou
ao próprio equipamento de supervisão, como, por exemplo, medidas de tensão e de corrente.
24
4.2 CENTRO DE OPERAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO - CO
As funções dos Centros de Operação são executar, autorizar e supervisionar as manobras e
serviços programados ou emergenciais do sistema elétrico de distribuição, bem como realizar o
monitoramento e controle do mesmo. Tais atividades, executadas em tempo real, abrangem o
conhecimento da situação e a orientação na execução de manobras necessárias, visando assegurar a
integridade de pessoas e instalações, garantindo a confiabilidade do sistema, a continuidade e
qualidade do fornecimento.
4.2.1 Organização das Áreas da Operação
A operação do sistema elétrico de distribuição da CPFL é executada por 05 Centros de
Operação (CO) localizados nas cidades de Campinas (CO Sudeste), Ribeirão Preto (CO Nordeste),
Bauru (CO Noroeste), Santos (CO Baixada) e Sorocaba (CO Oeste). A operação dos 05 Centros de
Operação é limitada às suas respectivas áreas de atuação e é exercida de forma independente.
4.2.2 Sistematização da Operação
A sistematização da operação do sistema elétrico de distribuição da CPFL é efetuada através
das seguintes etapas:
4.2.2.1 Pré Operação
A pré-operação do sistema executa toda a atividade de programação de desligamentos nas
redes de distribuição, tanto redes primarias quanto redes secundarias, serviços em Linha Viva e é o
canal entre o Serviço da Distribuição, que tem a tarefa de levantar as obras em campo, com o
Centro de Operação. Outra atividade é a atualização da base de dados e dos diagramas unifilares do
SDDT e do DMS (Distribution Management System), de qualquer alteração que seja feita na rede
de distribuição após uma obra ter sido executada pelo Serviço da Distribuição. E, através dos
Comitês realizados para as programações das obras, levantar e controlar os indicadores referentes
ao desligamento programado.
25
4.2.2.2 Tempo Real
O Tempo Real supervisiona e controla todo o sistema elétrico através dos sistemas
supervisórios, garantindo o padrão da qualidade de energia aos consumidores e suas grandezas. No
desligamento programado, é o responsável em gerenciar em tempo real a execução de cada obra na
rede e liberar a rede para as equipes trabalharem. E, em caso de contingências e emergências, é o
responsável em atuar no restabelecimento do sistema elétrico, coordenando as equipes para a
normalização do sistema elétrico.
4.2.2.3 Pós Operação
A Pós Operação, elabora e emite todos os relatórios inerentes à operação do sistema elétrico,
incluindo os indicadores técnicos de qualidade que são extratificados após cada ocorrência na rede.
Analisam as condições e pontos deficientes no sistema elétrico e passam as pendências para os
departamentos responsáveis para a normalização do sistema elétrico.
4.2.2.4 Planejamento da Operação
A atividade de Planejamento da Operação consiste no suporte aos processos de operação do
sistema elétrico, através de validação dos softwares e coordenação a normatização da operação.
Participa e acompanha o processo e controle das não conformidades encontradas no sistema
elétrico.
4.2.3 Equipes do Serviço de Campo
As áreas de Serviços de Campo deverão manter suas equipes de eletricistas adequadamente
dimensionadas e alocadas, visando garantir tanto a agilidade necessária à obtenção dos índices de
qualidade exigidos pelo órgão regulador, como a segurança dos procedimentos de restabelecimento.
Na definição da logística das equipes de campo deverão ser considerados diversos aspectos, tais
como comprimento de redes rurais, dificuldade de acesso, período de chuvas e existência de cargas
essenciais.
26
Será de responsabilidade de cada Área de Serviço de Campo a definição dos trechos rurais
de inspeção obrigatória de sua região. Os trechos deverão ser definidos eletricamente pelo
alimentador e pelas chaves de início e término. Na definição deverá ser considerado a existência de
localidades ou quaisquer outros tipos de ocupação do solo onde haja aglomeração humana (usina,
hotel - fazenda, etc). Os Pontos Estratégicos deverão se definidos eletricamente pelo alimentador e
pela chave que deve ser aberta. Para a definição dos pontos deve ser considerados o comprimento
dos trechos, localização, probabilidade de defeito e outros fatores que interfiram.
27
5. AUTOMAÇÃO NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA
A operação da rede primária de distribuição, através da automação, pode ser encarada sob
dois aspectos:
• Sem nenhum automatismo de isolamento ou de reconstituição da rede, sendo executado
nos PTRs, caso em que todas as informações da rede devem ser disponibilizadas no CO
para que o operador tome as providências necessárias para sua reconstituição. Neste tipo
de estratégia tem-se um melhor controle da rede, ficando-se menos dependente de falhas
do canal de comunicação, mas implica em maiores tempos para o restabelecimento.
• Com automatismos em nível dos PTRs de modo que, estando em coordenação com os
religamentos dos disjuntores de alimentadores, isolar trechos da rede primária com
defeito, informando o trecho isolado ao operador, o qual após esta fase assume o
controle do processo de modo semelhante ao caso anterior. Esta estratégia tem a
desvantagem de requerer chaves que possam ser manobradas (fechadas) com curto-
circuito, requer sucessivos religamentos tanto do disjuntor do alimentador como dos
PTRs e pode, em caso de falha de comunicação, provocar o desconhecimento do estado
anormal de uma chave, por parte do operador do CO. Como principal vantagem
apresenta melhor rapidez na reconstituição da rede.
28
5.1 FUNCIONALIDADE DOS POSTOS DE TELECONTROLE DA REDE
PRIMARIA
Em sistemas não automatizados o Centro de Operação toma conhecimento de falhas na rede
através de reclamações dos consumidores. A operação convencional das chaves para manobra sob
carga da rede primária depende das equipes de eletricistas de campo, as quais ao detectar uma
anomalia qualquer em certo trecho da rede procuram isolá-lo através dessas chaves, de modo a
alimentar o restante do alimentador não afetado. Algumas vezes mais de uma equipe poderá estar
envolvida em percorrer o alimentador e resolver a falha. Estas atividades demandam, por vezes,
horas de serviço.
Em sistemas automatizados busca-se agilizar todas as etapas do processo, desde o
conhecimento e localização da falta, até as manobras necessárias para reconstituição da rede
elétrica. As manobras programadas para manutenção da rede também são agilizadas em função das
ferramentas disponibilizadas pela automação, minimizando o uso das equipes de campo e reduzindo
a duração das interrupções.
A automação da rede primária pressupõe a possibilidade de total supervisão e controle dos
alimentadores, desde o disjuntor da Subestação até as chaves de seccionamento e manobra da rede
primária. Neste contexto há necessidade de UTRs tanto a nível de SE como na rede primária, sendo
que as funcionalidades das UTRs de poste devem abranger itens básicos e complementares de
forma a permitir operação segura da rede.
Os elementos utilizados para automatizar uma rede primária formam um conjunto
constituído por Chave Seccionadora Motorizada, UTR de poste, Kit de monitorização, Modem,
Rádio, Antena e outros dispositivos que venham a ser necessários, a fazer parte do Posto de
Telecontrole de Rede (PTR). Desta forma, as funcionalidades estão correlacionadas ao uso de rádio
para a comunicação entre a UTR e o CO.
Duas estratégias podem ser estabelecidas na automação da rede primária. A primeira delas
prevendo que todas as informações necessárias devem ser disponibilizadas no CO e que os
operadores do Centro de Operação, em função dessas informações, acionam as equipes de campo,
29
se necessário e, atuam por telecomando sobre a rede. A segunda estratégia prevê automatismos
locais em cada ponto de controle (chave automatizada) de modo a isolar trechos com faltas,
passando o operador a agir sobre a rede após a execução desses automatismos.
30
5.2 FUNCIONALIDADES BASICAS DAS UTRS DE POSTE
5.2.1 Alarmes e Funções da UTR de Poste
A Unidade Terminal Remota de Poste possui diversos alarmes e funções que são
encaminhadas ao Centro de Operação, para que se tenha a supervisão da rede através do envio dos
dados. Essas funções e alarmes estão descritos a seguir:
• Telecomando da chave (abrir/fechar em modo local ou remoto);
• Telesupervisão do estado da chave;
• Telesupervisão do estado operativo da chave (bloqueado para telecomando/ em
manutenção);
• Telemedição de tensões, correntes, potência ativa, potência reativa e níveis de harmônicos;
• Telesupervisão das condições operativas das medidas analógicas;
• Telemedição da corrente de pré-curto;
• Cálculos locais de grandezas analógicas;
• Datação de eventos gerados pelas UTRs;
• Detecção de faltas:
• Curto entre fases;
• Curto fase/neutro;
• Desequilíbrio de corrente;
• Fuga para terra;
• Curto de alta impedância;
• Sentido de fluxo;
• Falta de corrente (fase rompida sem indicação de curto).
5.2.2 Características do Software Básico e Aplicativo
Além de adquirir as informações digitais e analógicas, necessárias para a telesupervisão da
rede primária e de possibilitar o telecontrole da chave e de outros pontos de interesse, a UTR de
poste, como parte do Posto de Telecontrole de Rede (PTR), deve processar certas informações e
31
garantir, no devido tempo, a transmissão das mesmas ao CO, quer por solicitação do mesmo ou por
iniciativa própria.
Particular atenção deve ser dada aos aspectos de segurança e de suporte à operação e à
manutenção. Torna-se necessário que qualquer anomalia de hardware do PTR, assim como qualquer
diagnóstico associado à não execução de alguma funcionalidade, sejam informados ao CO.
O uso de canal rádio, normalmente com uma única freqüência para transmissão e recepção
entre o PTR e o CO, requer um protocolo de comunicação adequado, implicando em cuidados no
nível de acesso ao meio, no dimensionamento das mensagens, no uso de algoritmos de detecção e
de correção de erros e, principalmente, na política de ocupação do meio (a nível aplicativo).
Cuidados especiais devem ser tomados para se evitar a ocupação indevida e permanente do canal
por determinado PTR ou pelo próprio CO, acarretando a perda de comunicação para o sistema. O
protocolo deve garantir ainda a possibilidade de que qualquer PTR seja utilizado como repetidor.
32
5.3 AUTOMAÇÃ NA CPFL
A CPFL vem utilizando, de forma crescente, a partir do final da década de 80, a automação
em suas Subestações e redes de distribuição, alimentadores. Esta automação consiste na instalação
de Unidades Terminais Remotas (UTRs), nas Subestações, e na automação de chaves seccionadoras
a óleo ou a gás ao longo dos alimentadores. Estas chaves permitem a abertura e fechamento de
circuitos com carga, através de telecomando do Centro de Operação.
As UTRs, instaladas nas Subestações, permitem o monitoramento de equipamentos como
transformadores, reguladores de tensão e disjuntores, aumentando sua disponibilidade e
melhorando o seu desempenho. Também permitem o rápido restabelecimento destes equipamentos
em casos de desligamentos.
As chaves telecomandadas, instaladas nos alimentadores, oferecem agilidade nas manobras
de recomposição em caso de desligamento por defeito, nas transferências de carga quando de
sobrecargas e nas manobras para liberação de trechos de circuito para obras e manutenção,
contribuindo para que a empresa atinja suas metas. O telecontrole dos equipamentos e instalações é
feito por Operadores, a partir de um Centro de Operação Automatizado, que dispõe de um sistema
supervisório.
Atualmente, aproximadamente 100% das Subestações e dos alimentadores das grandes
cidades da área de concessão da CPFL possuem automação.
5.3.1 Religamento Automático de Alimentadores na CPFL
Tradicionalmente, as concessionárias executam os religamentos automáticos dos
alimentadores através de relés função 79, normalmente ativados com 2 ou 3 tentativas de
religamento [5].
Diante da disponibilidade de funções apresentadas na automação, a CPFL utiliza,
atualmente, uma filosofia de religamento automático de alimentadores, através de software
implementado nas UTRs das Subestações. A rotina consiste em duas experiências de
33
reenergização, sendo a primeira em 5s após o desligamento e uma segunda experiência 30s após a
primeira, caso seja necessário. Estas temporizações podem ser alteradas na configuração do
software, de acordo com a necessidade operativa.
O bloqueio e o desbloqueio do religamento, como, por exemplo, para serviços em linha
viva, pode ser feito por telecomando, executado pelo Operador do Centro de Operação. Como
backup, foram mantidos, nas Subestações, os relés de religamento tradicionais (79), ativados
quando da necessidade de manutenção nas UTRs.
Dadas as funcionalidades disponíveis no sistema de automação da CPFL, ficou caracterizada
uma sub utilização dos ativos disponíveis. Toda a filosofia de religamento de alimentadores
automatizados não contemplava a utilização das chaves telecomandadas: as duas experiências de
religamento eram feitas em toda a extensão do alimentador. A constatação desta sub utilização, no
dia a dia da operação do sistema de distribuição, levou ao desenvolvimento da lógica de
religamento de que trata este trabalho.
Nos alimentadores característicos de grandes cidades, com sistema de automação na
Subestação e chaves telecomandadas instaladas, é implementada uma rotina lógica desenvolvida
pela equipe de software da CPFL, de acordo com os requisitos definidos pelos profissionais do
Centro de Operação. Esta rotina lógica é implementada no sistema supervisório do CO, utilizando
as formas de telecomando e telecontrole existentes atualmente, já testadas por mais de uma década
de utilização e constantemente atualizadas.
34
5.4 SISTEMA RESA – RELIGAMENTO SELETIVO DE ALIMENTADORES
Dadas as funcionalidades disponíveis no sistema de automação da CPFL, ficou caracterizada
uma sub utilização dos ativos disponíveis. Toda a filosofia de religamento de alimentadores
automatizados não contemplava a utilização das chaves telecomandadas: as duas experiências de
religamento eram feitas em toda a extensão do alimentador. A constatação desta sub utilização, no
dia a dia da operação do sistema de distribuição, levou ao desenvolvimento da lógica de
religamento de que trata este trabalho.
Nos alimentadores característicos de grandes cidades, com sistema de automação na SE e
chaves telecomandadas instaladas, é implementada uma rotina lógica desenvolvida pela equipe de
software da CPFL, de acordo com os requisitos definidos pelo CO.
Esta rotina lógica é implementada no sistema supervisório do Centro de Operação,
utilizando as formas de telecomando e telecontrole existentes atualmente, já testadas por mais de
uma década de utilização e constantemente atualizadas. O fluxograma da lógica do software RESA
é mostrado no Anexo I.
Para exemplificar, a Figura 12 apresenta um diagrama unifilar de dois alimentadores
característicos, com possibilidades de manobras, interligados, através de chave telecomandada. O
alimentador identificado como alimentador A é a referência para a exemplificação a seguir.
Ocorrendo o desligamento automático do disjuntor (D) do alimentador A, dependendo do
tipo do defeito, transitório ou permanente, e a sua localização, antes ou após a chave telecomandada
C1, teremos as possíveis situações descritas abaixo.
5.4.1 Alimentador sem defeito permanente
Ocorrendo o desligamento automático do disjuntor (D) do alimentador A, ocorre a primeira
tentativa de religamento, em 5s, ao longo de todo o alimentador. Não obtendo sucesso nessa
tentativa, antes que seja efetuada a segunda experiência em 30s, o sistema RESA envia um
comando de abertura a uma chave telecomandada (C1) pré-determinada. Após a abertura da chave
35
telecomandada, ocorre a segunda tentativa de religamento. Obtendo sucesso, fica evidenciado que
no trecho entre o disjuntor (D) e a chave telecomandada (C1) não existe defeito permanente. O
sistema RESA, então, envia um comando de fechamento da chave telecomandada (C1), testando
novamente o trecho após esta chave. Caso ocorra o sucesso dessa tentativa, o sistema retorna a
posição inicial e encerra-se o ciclo.
A chave telecomandada (C1) encontra-se instalada em posição estratégica no alimentador.
Esta posição é definida de acordo com a necessidade operativa da região atendida pelo alimentador.
Os fatores que determinam a localização podem ser a distribuição de carga, extensão da rede e o
número de consumidores.
5.4.2 Defeito Permanente entre o Disjuntor (D) e a Chave Telecomandada (C1)
Ocorrendo o desligamento automático do disjuntor (D) do alimentador A, ocorre a primeira
tentativa de religamento, em 5s, ao longo de todo o alimentador. Não obtendo sucesso nesta
tentativa, antes que seja efetuada a segunda tentativa em 30s, o sistema RESA envia um comando
de abertura a uma chave telecomandada (C1) pré-determinada. Após a abertura da chave
telecomandada (C1), ocorre à segunda tentativa de religamento. Não obtendo sucesso, fica
caracterizado defeito permanente no trecho entre o disjuntor (D) e a chave telecomandada (C1),
aberta pelo sistema RESA.
Neste caso, o sistema RESA libera comando de fechamento para uma segunda chave
telecomandada (C2), pré-determinada, normalizando o trecho após a chave telecomandada (C1),
através do alimentador B.
O trecho do alimentador, entre o disjuntor (D) e a chave telecomandada (C1), que se
encontra com defeito permanente, é liberado para inspeção e reparos.
5.4.3 Defeito Permanente após a Chave Telecomandada (C1)
Ocorrendo o desligamento automático do disjuntor (D) do alimentador A, ocorre a primeira
tentativa de religamento, em 5s, ao longo de todo o alimentador. Não obtendo sucesso nesta
36
tentativa, antes que seja efetuada a segunda tentativa em 30s, o sistema RESA envia um comando
de abertura a uma chave telecomandada (C1) pré-determinada. Obtendo sucesso, fica evidenciado
que no trecho entre o disjuntor (D) e a chave telecomandada (C1) não existe defeito permanente. O
sistema RESA, então, envia um comando de fechamento da chave telecomandada (C1), testando
novamente o trecho após esta chave.
Ocorrendo o desligamento do disjuntor (D) quando do fechamento da chave telecomandada
(C1), evidenciando defeito permanente após a chave telecomandada (C1), não ocorre nova tentativa
de religamento automático. O sistema RESA, então, libera novo comando de abertura para a chave
telecomandada (C1) e, após confirmação desta abertura, libera comando de fechamento para o
disjuntor (D), normalizando o trecho entre o disjuntor e a chave telecomandada (C1). O trecho após
a chave telecomandada (C1) é liberado para inspeção e reparos.
O sistema RESA e o sistema de religamento automático de alimentadores atualmente em
uso, apesar de interagirem entre si, estão implantados de forma independente.
A rotina do sistema de religamento automático de alimentadores, esta implantada em nível
local, na UTR da SE. Já a rotina do sistema RESA é implantada no sistema supervisório do Centro
de Operação. Optou-se por esta configuração, visando maior confiabilidade. Havendo algum
problema na operação das chaves telecomandadas, como, por exemplo, falha de comunicação, que
comprometa o funcionamento do sistema RESA, os religamentos automáticos do alimentador
ocorrerão normalmente. Neste caso, o Operador do Centro de Operação, assume o comando da
situação, e passa a inspecionar o alimentador, com o auxílio de eletricistas, da maneira tradicional.
37
Figura 12: Exemplo do diagrama unifilar com dois alimentadores interligados.
Legenda
Disjuntor
Chave Faca
Chave Telecomandada
NF
NA
D
NF
C1
NF
NF
C2
NF
Alimentador A
Alimentador B
SE A
SE B
NF
38
6. INDICADORES TÉCNICOS DE QUALIDADE
6.1 A ANEEL
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), é o órgão regulador do sistema que
define os padrões de qualidade para o fornecimento da energia elétrica. A qualidade da energia
fornecida aos consumidores não depende apenas das concessionárias, mas também dos
equipamentos elétricos (cargas) utilizados nas unidades consumidoras - alguns equipamentos eletro-
eletrônicos podem causar distúrbios na rede e afetar outros consumidores.
Quando a ANEEL foi criada, cada consumidor brasileiro ficava sem energia elétrica, em
média, 21 vezes por ano, num total de quase 26 horas. Hoje, esses números caíram para 14,8
interrupções, num total de 18 horas. A queda revela o êxito da orientação aos agentes do setor para
garantir a segurança da energia fornecida, dentro do propósito fiscalizador, mais preventivo que
punitivo [6].
A definição de indicadores (índice de qualidade de energia bem definidos), padrões (limites
fixados para os indicadores), protocolos de medição, metodologias de cálculo (associados aos
equipamentos de medição) e procedimentos que visam melhorar a qualidade da energia elétrica são
fundamentais para a avaliação do desempenho da rede e a atribuição de responsabilidades. Alguns
índices de qualidade adotados atualmente são as interrupções de fornecimento, DEC e FEC, e os
tempos médios de atendimento rural e urbano, TMAr e TMAu.
É desejável que a energia elétrica seja fornecida ao menor custo possível e com baixo
impacto ambiental. Com o objetivo de atingir os índices de qualidade estabelecidos, as
concessionárias têm aumentado os investimentos na automação dos sistemas de distribuição, o que
traz mais possibilidades para se alterar o estado de operação da rede.
39
6.2 DEFINIÇÃO DOS INDICADORES TÉCNICOS DE QUALIDADE
6.2.1 DEC – Duração Equivalente de interrupção por unidade Consumidora
É o intervalo de tempo que, em média, no período de observação, em cada unidade
consumidora do conjunto considerado ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.
Em outras palavras, indica o número de horas em média que um consumidor ficou sem energia
elétrica durante um período [7], como mostra a equação 1.
DEC = Cs
xt(i)Ca(i)N
1i∑ =
(horas/consumidor) (1)
Onde:
DEC – Duração Equivalente de interrupção por Consumidor (horas);
Ca (i) – Número de consumidores atingidos na interrupção;
T(i) – Tempo de duração da interrupção (horas);
(i) – Número da interrupção considerada, variando de 1 a n, sendo n o número de
interrupções ocorridas durante o período de apuração;
Cs – Número total de consumidores do universo considerado.
6.2.2 FEC – Freqüência Equivalente de interrupção por unidade Consumidora
É o número de interrupções ocorridas, em média, no período de observação, em cada
unidade consumidora do conjunto considerado. Ou seja, indica quantas vezes, em média, houve
interrupção de energia elétrica na unidade consumidora [7], como mostra a equação 2.
40
FEC = Cs
(i) CaN
1i∑ =
(interrupções/consumidor) (2)
Onde:
FEC – Freqüência Equivalente de interrupções por Consumidor;
Ca (i) – Número de consumidores atingidos na interrupção;
(i) - Número da interrupção considerada, variando de 1 a n, sendo n o número de
interrupções ocorridas durante o período de apuração;
Cs – Número total de consumidores do universo considerado.
6.2.3 TMA – Tempo Médio de Atendimento
É o quociente entre a somatória dos tempos transcorridos desde o recebimento da
reclamação até o restabelecimento do fornecimento ou término do atendimento, nos casos onde não
houve interrupção do fornecimento, e o número de ocorrências no período de apuração.
Para o cálculo do TMA e necessário conhecer o TA, tempo de atendimento da ocorrência, que é o
intervalo de tempo compreendido entre o conhecimento da existência de uma ocorrência ou de
reclamação do consumidor e o restabelecimento do serviço ou término do atendimento [7], como
mostra a equação 3.
TMA = n
TA(i)n
1i∑ =
(minutos) (3)
Onde:
TMA – Tempo Médio de Atendimento (minutos);
TA (i) – Tempo de Atendimento da ocorrência, da interrupção (minutos);
n – Número de consumidores afetados pela interrupção
(i) – Número da interrupção considerada.
41
7. ESTUDO COMPARATIVO DE OCORRÊNCIAS NO
ALIMENTADOR TRE-06 UTILIZANDO O SOFTWARE RESA
A CPFL atende na região de Campinas aproximadamente 336000 consumidores, sendo que
a região é dividida em conjuntos para a apuração dos indicadores de qualidade, são estes Campinas
Leste e Campinas Oeste. Na Figura 13, são apresentados o mapa da região Sudeste e a localização
dos conjuntos elétricos, inclusive os conjuntos Campinas Leste e Campinas Oeste. Essa divisão foi
feita para melhor gestão entre os responsáveis de cada Estação Avançada (EA) existente na cidade
de Campinas, são elas EA Centro e EA Trevo.
Figura 13: Mapa da região Sudeste e seus conjuntos elétricos.
42
Nesse estudo, vamos adotar como exemplo o alimentador Trevo 06 que se encontra na
Subestação Trevo de 138kV, atendido pela linha de transmissão Nova Aparecida – Trevo. A
subestação atende cerca de 22.540 consumidores e possui um total de 8 alimentadores. É atendida
pela EA Trevo e pertencente ao conjunto elétrico Campinas Oeste.
Especificamente, o alimentador TRE-06 que está representado na Figura 14, possui 2.156
consumidores e atende as regiões da Vila Industrial até o Jardim Leonor e faz parte do Conjunto
Campinas Oeste. Possui consumidores considerados especiais, ou seja, prestam serviços
essenciais[3], entre eles dois hospitais, o Hospital Mario Gatti e o Hospital Metropolitano.
Figura 14: Alimentador TRE-06 na tela de manobras do IHM.
Nesse estudo, vamos apresentar dois casos de ocorrências de desligamentos no alimentador
TRE-06 e fazer o comparativo entre os indicadores DEC, FEC e TMA de cada ocorrência.
43
7.2 APRESENTAÇÃO DOS CASOS
7.2.1 Caso de ocorrência no alimentador TRE-06 no dia 17/10/2005
Através do SDDT foi identificado o desligamento e o bloqueio do alimentador TRE-06 após
suas tentativas de religamento pelo relé 79, as 18:10 hs. O operador do Centro de Operação aciona
duas equipes de emergência para inspecionarem o circuito para a identificação do possível defeito,
como mostra a Figura 15.
Figura 15: Disjuntor do alimentador TRE-06 desligado após defeito no seu circuito.
Uma das equipes identifica um poste abalroado localizado antes da PTR 21589.
Imediatamente o operador do CO envia um comando de abertura da PTR 21589 e após sua
confirmação de abertura, envia um comando de fechamento na PTR 17361 para energizar o trecho
do circuito do alimentador TRE-06 e manobrá-lo para o alimentador CAM-16. Com isso, 1238
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consumidores são ligados após 50 minutos de interrupção, inclusive os Hospitais Mario Gatti e
Metropolitano, como mostra a Figura 16.
Figura 16: Manobra de parte do alimentador TRE-06 para o CAM-16.
Nesse mesmo tempo, é deslocada a outra equipe de emergência para uma chave não
automatizada para executar outra manobra e minimizar o trecho da interrupção. É enviado um
comando de abertura para a PTR 21585 e após sua confirmação de abertura, é autorizada a equipe a
fechar a chave a óleo 21476 manualmente e mais 405 consumidores são restabelecidos, passados
mais 40 minutos.
Esgotadas as opções de manobras, as equipes de manutenção já estão a caminho do local do
abalroamento para a substituição do poste, enquanto 320 consumidores ficaram desligados sem
opção de manobras na rede.
45
Às 22:50 hs as equipes de manutenção entregam a rede para o Centro de Operação energizar
o trecho. O operador envia o comando de fechamento para o disjuntor TRE-06 e são restabelecidos
os 320 consumidores. Após isso, são retornadas todas as manobras que foram feitas na rede para
diminuir o trecho desligado retornando o alimentador TRE-06 a sua configuração original.
Para os indicadores técnicos de qualidade, são computados todos esses tempos de manobras
e de interrupção, com suas respectivas quantidades de consumidores interrompidos, para os cálculos
do DEC, FEC e TMA.
O gráfico abaixo representa os indicadores técnicos de qualidade, calculados através de suas
respectivas equações, a nível individual do alimentador TRE-06 na ocorrência descrita acima.
Indicadores sem a aplicação do software RESA
1,021
2,14
0
0,5
1
1,5
2
2,5
DEC FEC TMA
DEC FEC TMA
Gráfico 1: Indicadores técnicos do alimentador TRE-06 na ocorrência do dia 17/10/2005.
46
7.2.2 Caso de ocorrência no alimentador TRE-06 no dia 11/08/2007
Através do SDDT, foi identificado pelo Operador do Centro de Operação o desligamento do
disjuntor do alimentador TRE-06 e sua primeira tentativa de religamento as 20:10 hs. Logo em
seguida, o disjuntor desligou novamente e se iniciou o processo do RESA. Assim, com o disjuntor
TRE-06 desligado, o RESA enviou um comando de abertura para a PTR 21589 e após a
confirmação da ação de abertura, enviou novo comando para fechamento do disjuntor TRE-06, e o
mesmo desligou novamente e permaneceu bloqueado, como mostra a Figura 17.
Figura 17: Disjuntor do alimentador TRE-06 desligado e a PTR 21589 aberta pelo RESA.
Recebida essa informação pelo RESA, sendo que a PTR 21589 já estava aberta, foi enviado
comando de fechamento para a PTR 17361 e foi manobrado todo o trecho, religando 1238
consumidores em menos de 1 minuto, considerando esse 1 minuto como um pisca, como mostra a
Figura 18.
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Figura 18: Manobra de parte do alimentador TRE-06 para o CAM-16.
Após isso, o operador do CO envia duas equipes de emergência para inspecionarem o
restante do circuito que permaneceu desligado, trecho esse que afeta 725 consumidores. Uma das
equipes chega ao local onde está caída sobre a rede uma arvore, um trecho de rede antes da PTR
21585. O operador desloca a outra equipe para a chave a óleo não automatizada 21476 e envia um
comando de abertura para a PTR 21585. Após a confirmação de abertura, autoriza a equipe a fechar
a chave a óleo 21746, restabelecendo assim mais 405 consumidores após 50 minutos.
Esgotadas as opções de manobras, as duas equipes de emergência se deslocam para o local
da arvore que esta caída sobre a rede, para executarem os devidos reparos na rede e a retirada da
arvore dos condutores do alimentador.
Às 23:00 hs, as equipes de emergência entregam a rede para o Centro de Operação energizar
o trecho. O operador envia o comando de fechamento para o disjuntor TRE-06 e são restabelecidos
48
os 320 consumidores. Após isso, são retornadas todas as manobras que foram feitas na rede para
diminuir o trecho desligado retornando o alimentador TRE-06 a sua configuração original.
Para os indicadores técnicos de qualidade, são computados todos esses tempos de manobras
e de interrupção, com suas respectivas quantidades de consumidores interrompidos, para os cálculos
do DEC, FEC e TMA.
O gráfico abaixo representa os indicadores técnicos de qualidade, calculados através de suas
respectivas equações, a nível individual do alimentador TRE-06 na ocorrência descrita acima.
Indicadores com a aplicação do software RESA
0,55
0,34
0,58
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
DEC FEC TMA
DEC FEC TMA
Gráfico 2: Indicadores técnicos do alimentador TRE-06 na ocorrência do dia 11/08/2007.
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8. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Através das análises realizadas nas ocorrências dos desligamentos do alimentador TRE-06,
ocorridas nos dias 17/10/2005 e 11/08/2007, foi possível apurar os indicadores técnicos de
qualidade e continuidade do fornecimento de energia elétrica, DEC, FEC e TMA, de cada
ocorrência.
Com os dados obtidos, foi levantado um gráfico para cada desligamento com os seus
respectivos indicadores técnicos de qualidades apurados em cada ocorrência. Através desses
gráficos, foi levantado um outro gráfico comparativo entre as duas ocorrências onde fica evidente a
diminuição dos indicadores técnicos de qualidade na ocorrência onde foram apurados os dados após
a implementação do software RESA na UTR do alimentador TRE-06. Segue abaixo o gráfico
comparativo dos indicadores técnico de qualidade referente às ocorrências do alimentador TRE-06.
Comparativo entre os indicadores técnicos de
qualidade do TRE-06
1,021
2,14
0,550,34
0,58
0
0,5
1
1,5
2
2,5
DEC FEC TMA
17/10/2005 (antes do RESA) 11/8/2007 (após o RESA)
Gráfico 3: Comparativo entre os indicadores referente as ocorrências do alimentador TRE-06.
50
Independentemente das causas dos desligamentos, a comparação é valida devido ao método
individual do mesmo alimentador estar sendo amostrado, e os diversos tipos de defeitos que podem
interferir na qualidade e na continuidade do fornecimento de energia elétrica aos consumidores.
Para cada ocorrência foi calculada também a quantidade de potência faturável que deixou de
ser absorvida pelos consumidores do alimentador TRE-06 durante os desligamentos, devido às
ocorrências de interrupções.
Com as diferentes durações de cada ocorrência, foi possível observar a grande diferença de
energia que não foram utilizadas pelos consumidores e que a CPFL deixou de vender. Através do
gráfico abaixo podemos comparar esses números e concluir que, com a utilização do RESA a
quantidade da demanda faturável não absorvida pelos consumidores é muito relevante devido a
grande diferença entre elas.
Comparativo da demanda faturável não absorvida
pelos consumidores
4216
1246
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500kW
17/10/2005 (antes do RESA) 11/8/2007 (após o RESA)
Gráfico 4: Comparativo da demanda faturável não absorvida pelos consumidores interrompidos nas
ocorrências do alimentador TRE-06.
Com isso fica evidente a necessidade de se implementar o software RESA nas UTRs dos
alimentadores da CPFL, levando-se em conta as características e as disponibilidades de manobras
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de cada alimentador. E assim, os indicadores técnicos de qualidade da CPFL serão reduzidos
através de um método de baixo custo e de fácil acesso, já que o próprio pessoal do departamento de
software da CPFL executa a implantação do software nas UTRs.
8.1 PROJETOS FUTUROS
A partir desse comparativo entre os indicadores técnicos de qualidade, é possível avaliar o
ganho com a implementação do software RESA nas UTRs dos alimentadores. Será necessário um
estudo mais aprofundado para avaliar e analisar as características dos principais alimentadores,
inclusive a configuração referente aos equipamentos já instalados respectivamente em cada
alimentador, para se ter uma noção exata dos alimentadores que são viáveis a implementação do
software RESA.
De acordo com a configuração de cada alimentador, é possível avaliar se as condições
necessárias para as manobras encadeadas do RESA serão efetivas, já que não são todos os
alimentadores da CPFL que possuem suas chaves PTRs instaladas nos troncos de seus
alimentadores e no topos abertos com outros alimentadores como opção de manobras.
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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Mamede, Juracy P., Sato, Fujio, Aplicação de um método probabilístico na programação da
manutenção de disjuntores, considerando o efeito das características físicas dos padrões de redes
de distribuição, III Seminário Nacional de Controle e Automação – Salvador, BA – 25 de Junho de 2003.
[2] González, J. F. V. (2003), Redução de Perdas em Redes Primárias de Distribuição de Energia
Elétrica por Localização e Controle de Capacitores. Tese de Mestrado. Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação, UNICAMP - Campinas, SP - 2003.
[3] Kindermann, Geraldo, Curto-circuito, 2 edição – Porto Alegre – Sagra Luzzato, 1997.
[4] Agencia Nacional de Energia Elétrica, Continuidade da distribuição de energia elétrica as
unidades consumidoras, Resolução ANEEL 024, 27 de Janeiro de 2000. Disponível em <http: //www.aneel.gov.br/cedoc/res2000024.pdf>. Acessado em 10/2007.
[5] CPFL. “Operação do Sistema Elétrico de Distribuição”. Norma Técnica – Operação, GED 1180, Campinas, Luis Henrique Ferreira Pinto, Campinas, 2003.
[6] Agencia Nacional de Energia Elétrica, Histórico da ANEEL. Disponível em <http: //www.aneel.gov.br>. Acessado em 10/2007.
[7] Agencia Nacional de Energia Elétrica, Condições Gerais de Fornecimento de energia elétrica, Resolução ANEEL 456, 27 de Janeiro de 2000. Disponível em <http: //www.aneel.gov.br/cedoc/res2000024.pdf>. Acessado em 10/2007.
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ANEXO I
