Artigo que será apresentado no congresso internacional em Budapeste - Icolim 2014 sobre recomposição automática de redes de distribuição de energia.

1. 1
Avaliação da Implantação de Sistemas de
Recomposição Automática em Redes de
Distribuição no Brasil
M. S. Silva, A. P. Nobrega, T. F. Guth, e R. F. A. Menezes

Resumo-- Os sistemas de distribuição de energia elétrica
através de redes aéreas estão susceptíveis a falhas temporárias ou
permanentes que ocasionam interrupção do fornecimento nos
trechos atingidos. Atualmente no Brasil há uma grande
preocupação pela modernização dessas redes, promovendo
grandes esforços do setor de engenharia além de altos
investimentos em automação.
De forma complementar a automação, os sistemas de
recomposição automática da rede de distribuição podem
contribuir para a melhoria dos indicadores de continuidade, por
oferecer recursos de identificação remota de pontos de defeito,
seccionamento e transferência automática, sem intervenção
humana.
Este trabalho apresenta o resultado de um estudo estatístico
em uma amostra de um sistema de recomposição automática
implantado em uma distribuidora de energia, estabelecendo
comparação referente aos ganhos de qualidade através do uso da
Matriz Lógica Estrutural (MLE) e aplicando um modelo de
decisão baseado em multicritério para priorização dos circuitos
para implantação.
Índice de Termos-- Sistemas de Supervisão, Brasil, Redes
Inteligentes, Recomposição Automática, Prodist.
I. NOMENCLATURA
DEC
DIC
DICn
ENS
FEC
FIC
FICn
% PV
TS
TS2
TT
TTM
TR
Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora
Duração de interrupção individual por unidade consumidora
Duração de interrupção no nó n, n = 1, 2,..., N
Índice de energia não suprida
Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora
Frequência de interrupção individual por unidade consumidora
Frequência de interrupção no nó n, n = 1, 2,..., N
Percentual de pontos violados
Tempo de seccionamento manual
Tempo de seccionamento telecomandado
Tempo de transferência automática
Tempo de transferência manual
Tempo de reestabelecimento ou reparo
MS Silva trabalha no Departamento de Engenharia Elétrica da
Universidade Federal de Sergipe, Aracaju, SE 49100-000 BRASIL (e-mail:
milthons@ufs.br).
AP Nóbrega trabalha na Agência Reguladora Nacional de Energia Elétrica
- ANEEL, Brasília, DF 70830-030 BRASIL (e-mail: nobrega@aneel.gov.br)
TF Guth trabalha no Departamento de Gestão Operacional, CPFL,
Campinas, SP 13088-900 BRASIL (e-mail: thiagoguth@cpfl.com.br).
RFA Menezes trabalha no Departamento de Engenharia Elétrica da
Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, SC 88040-900
BRASIL (e-mail: roberto.menezess@ymail.com).
II. INTRODUÇÃO
O
Setor Elétrico Brasileiro passou por grandes mudanças
após a introdução do marco regulatório e as privatizações
ocorridas na década de noventa. As empresas de energia,
principalmente as distribuidoras, iniciaram busca constante
por eficiência operacional e por investimentos, na
modernização dos sistemas que lhe são peculiares.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)
responsável por regular o setor, de certa forma também
acompanhou essa evolução por meio de resoluções que
aprimoraram o controle e a fiscalização das empresas.
Para as distribuidoras, a parcela da tarifa que é gerenciável
não ultrapassa em média 25% do total, sendo que o restante é
composto de encargos, tarifas, custo de aquisição e transporte
da energia. No modelo atual, a ANEEL determina ganho de
eficiência operacional (custo e investimento) mínimo, durante
o ciclo de revisão tarifária, quando a empresa será
remunerada, para que no ciclo seguinte este ganho previsto
seja repassado aos consumidores.
Se a empresa não atingir a eficiência esperada não será
remunerada na tarifa, no entanto, se alcançar um resultado
melhor que o determinado pode capturar esse ganho como
remuneração. A esse tipo de sistema denomina-se regulação
por incentivos.
Visando evitar que o afinco na redução de custos possa
prejudicar a qualidade do serviço, a agência imputa também,
por meio de resoluções específicas, limites e compensações
elevadas por descumprimento da qualidade.
Um marco desse cenário foi à publicação dos
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional (PRODIST) que contempla oito módulos
referentes às regras que devem ser seguidas na distribuição de
energia. No módulo oito do PRODIST foram introduzidos a
nova metodologia para cálculo de compensações por
descontinuidade de energia e os novos limites bem mais
restritivos.
Como consequência, os níveis de compensações
desembolsados pelas distribuidoras após a publicação do
PRODIST tiveram acréscimo significativo. Dessa forma, o
desafio atual das empresas é oferecer qualidade de
fornecimento cada vez melhor, por menor custo. A automação
do sistema de distribuição tem sido fortemente incentivada
como uma das soluções para esse desafio.

2. 2
Entretanto, o uso exclusivo da automação ainda precisa da
intervenção de técnicos operadores nos Centros de Operação e
Controle para análise no sistema SCADA e realização de
comandos, o que proporciona menor ganho operacional
quando comparado a um sistema inteligente o suficiente para
realizar, automaticamente, os diagnósticos e as manobras.
O escopo deste trabalho consistiu em simular os ganhos de
qualidade exclusivos de um sistema de recomposição
automática em redes de distribuição de energia, utilizando
uma metodologia para aferição de resultados.
estado NF:
III. RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA
A tecnologia que proporciona a capacidade da rede de
prover um autodiagnostico após defeito transitório ou
permanente e de realizar comandos automáticos para
restabelecimento do maior bloco de carga é denominada de
recomposição automática. Esta tecnologia pressupõe a
instalação prévia de equipamentos telecomandados (chaves,
religadores e disjuntores) em número suficiente para
seccionamento de menor trecho possível e da interface lógica
constituída entre eles para sequenciamento de eventos. A
comunicação entre os equipamentos e os Centros de Operação
e Controle também é uma premissa para implantação desse
recurso.
A diferença básica da automação tradicional para o sistema
de recomposição automática é a possibilidade de identificar o
ponto de defeito e prover a sequência para abertura e
fechamento de chaves e religadores, seccionando a rede de
forma otimizada e automática. Na automação tradicional, o
mesmo seccionamento pode ser feito, porém o técnico
operador necessitará checar visualmente cada grandeza
envolvida e operar via SCADA a abertura e o fechamento de
cada equipamento.
A. Objetivos de Controle
A recomposição automática é um conceito amplo que
abrange muitos objetivos em todo o sistema de controle da
rede de distribuição, incluindo os seguintes:
• Serviço de restauração;
• Balanceamento dinâmico de carga;
• Compartilhamento de dados com outros Sistemas de
controle;
• Detecção de falha de comunicação;
• Aumento da segurança.
A depender da complexidade do sistema elétrico, da
quantidade de equipamentos telecomandados na planta e
restrições de comunicação, parte dessas funções pode não ser
implantada. No entanto, ganhos poderão ser auferidos
parcialmente com a aplicação do novo recurso tecnológico [1].
B. Exemplo de Recomposição Automática
Na Fig. 1 temos uma rede de distribuição de energia com 4
fontes, 4 disjuntores (DJ), 4 alimentadores e 12 religadores
(R), sendo 4 (R3,R6, R9 e R12) no estado NA e os outros no
Fig. 1. Exemplo circuito com implantação de Recomposição Automática
Esta rede é coberta por zonas que consistem em trechos que
podem
ser
desconectados
usando
equipamento
telecomandado. As zonas são: DJA-R1, R1-R2, R2-R3, R3R5-R6, R4-R5, R4-DJB, R6-R8-R9, R7-R8, R7-R12-DJC,
DJD-R10-R12, R9-R11 E R10-R11. Cada uma das zonas é
alimentada por uma fonte por vez.
Importante considerar que cada sistema de distribuição tem
uma capacidade máxima de carregamento. Esta capacidade
tem de ser avaliada em função do limite máximo e nominal do
transformador (fonte), dos equipamentos (chaves, religadores
e disjuntores) e da bitola dos condutores. Particularmente, a
bitola dos condutores em uma rede de distribuição varia
frequentemente e este é um limitador relevante na
determinação de alternativas para transferência de cargas [1].
Por exemplo, um curto-circuito permanente na zona R1-R2
resulta na abertura do religador R1, desenergizando também a
zona R2-R3, embora neste trecho não exista defeito. O sistema
de recomposição automática então atua para isolar a zona com
defeito através da abertura do religador R2 e na sequência
envia comando para o fechamento do religador R3,
restabelecendo o fornecimento em R2-R3. A zona DJA–R1R2 permanece sem energia até que uma equipe de manutenção
seja deslocada para o local e repare o defeito.
Se o curto-circuito ocorresse na fonte 4, o sistema de
recomposição automática isolaria o trecho com defeito através
da abertura do DJD, neste caso as zonas R9-R11, R10-R11 e
R10-R12-DJD ficariam inicialmente sem energia. Para
restabelecer as cargas poderia ser enviado comando de
fechamento tanto para R9 quanto para R12. Para tomar esta
decisão seria feita a seguinte avaliação:
• valor da carga conectada na rede desenergizada;
• capacidade de cada alimentador alternativo;
• indicação de tensão no momento para cada alimentador
alternativo;
• status do canal de comunicação de cada equipamento a
ser utilizado na transferência de carga;
• quaisquer outras condições anormais relacionadas.

3. 3
IV. AVALIAÇÃO DA RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA, CASO
BRASILEIRO.
Para avaliação dos ganhos de sistemas de recomposição
automática utilizou-se uma base de dados oriundos de um
sistema já implantado em uma distribuidora de energia
brasileira. Basicamente, o cálculo do ganho consiste em
comparar o desempenho das manobras (abertura e fechamento
de equipamentos telecomandados) entre aqueles realizados
pelo técnico operador do Centro de Operação e Controle e os
realizados pelos sistemas de recomposição automática.
Com os tempos obtidos para os dois casos, podem-se
calcular os indicadores relacionados com a qualidade do
serviço e através desses serem realizadas comparações,
analises e simulações construindo cenários de avaliação.
Agregando também uma metodologia de tomada de decisão a
esta analise podem-se selecionar quais circuitos com maior
prioridade para aplicação da tecnologia e consequentemente
para obter melhor resultado na melhoria de qualidade da
distribuidora.
A. Extração de Dados
A etapa de extração de dados foi subdividida em duas
etapas intermediárias: extração dados das atuações da
recomposição automática e das atuações de comando manual
(técnico operador). Estes dados foram obtidos através da
extração de alarmes específicos no IHM (Interface Homem
Máquina) do Sistema de Controle e Supervisão de uma
empresa distribuidora de energia no Brasil, sistema esse
denominado de RESA (Religamento Seletivo de Religadores
de 15 kV) implantado a partir de 2001.
O RESA é baseado no desenvolvimento de scripts
implantados no sistema de controle da distribuidora que
realizam uma série de validações (regras) para evitar
religamentos equivocados e se baseia na identificação de cada
equipamento envolvido com um esquema de manobras
encadeadas. O técnico operador pode também fazer a
desabilitação do sistema, caso alguma restrição não prevista
aconteça preservando a segurança. Dois conceitos são
importantes para se compreender o sistema:
• Religador de Topo: religador NA posicionado entre as
duas fontes redundantes de suprimento;
• Religador de Meio: religador NF a juzante do religador
de Topo que servirá para isolamento do trecho defeituoso.
Na primeira etapa da extração de dados, como o RESA
prevê uma sequência pré-definida e cadastrada, pôde-se
mapear a abertura do disjuntor do alimentador atingido, as
verificações necessárias, a abertura de equipamento
telecomandado de meio e o fechamento de equipamento
telecomandado de topo pelos alarmes INRESA (Inicio do
RESA), COMAE (Comando Automático de Abertura ou
Fechamento) e FINRESA (Fim do RESA). Esta sequência de
atuação para restabelecimento de parte das cargas através de
outro alimentador de socorro é representada pela Fig. 2 [2].
Fig. 2. Sequência de atuação
A tabela abaixo representa o formato das informações de
uma atuação do RESA concluída com sucesso:
TABELA I
Dados de atuação com sucesso do RESA
Número
do
Evento
Data de
O corrência
Alimentador Mneumônico
Socorrido
(Alarme)
Descrição
Ação Equipamento Alimentador
4838597 08/01/2012 15:42 XXX-2303
INRESA
Início do RESA
4838626 08/01/2012 15:43
COMAE
Comando
Abrir
343844
XXX-03
4838631 08/01/2012 15:43
COMAE
Comando
Fechar
343553
XXX-05
4838636 08/01/2012 15:43
COMAE
Comando
Fechar
343608
XXX-05
4838640 08/01/2012 15:43
COMAE
Comando
Abrir
343553
XXX-05
4838642 08/01/2012 15:44 XXX-2303
ALRESA
Sucesso na Operação
4838643 08/01/2012 15:44 XXX-2303
ALRESA
Defeito é no início do alimentador
4838644 08/01/2012 15:44 XXX-2303
FIRESA
Fim do RESA
A primeira coluna (Número do Evento) representa a
sequência de atuação, a segunda o respectivo horário indicado,
a terceira o alimentador socorrido, a quarta o código referente
aos comandos/alarmes, a quinta a descrição destes
comandos/alarmes, a sexta e sétima colunas a abertura e
fechamento de cada dispositivo e a última o alimentador
envolvido (de socorro). Neste exemplo, pôde-se verificar que
o alimentador XXX-05 após a sequência de atuação assumiu
parte das cargas do alimentador XXX-03. A extração de todas
as atuações com sucesso produziu um banco de dados para
permitir o cálculo do tempo médio de manobra da
recomposição automática [2].
A segunda etapa de extração de dados consistiu em levantar
o histórico de manobras de alimentadores com potencial para
instalação da recomposição automática, mas que atualmente
estão com operação manual (atuação remota através do
comando do técnico operador). A premissa fundamental foi de
garantir que estes alimentadores possuem uma configuração
idêntica a da prevista na recomposição automática e que
atendem os seguintes critérios [2]:
• Carga – verificação se a transferência de carga não

4. 4
compromete os limites de corrente e tensão dos religadores,
alimentadores e subestação envolvidos;
• Topologia – análise dos pontos estratégicos de
posicionamento dos religadores ou chaves telecontroladas,
condições internas na subestação (ex. chave de by pass no
barramento), visando possibilitar a aderência a esta filosofia.
• Proteções – verificações se existem ajustes necessários,
tanto para a Subestação como para os religadores instalados na
rede, visando satisfazer todos os critérios de segurança no
decorrer do fluxo.
Foram levantados então 414 casos possíveis de implantação
da tecnologia e definidas para cada um deles a sequência
lógica de atuação (abertura de disjuntor, abertura de chave de
meio e fechamento de chave de topo) semelhante a que
ocorreria com o RESA implantado. Após este mapeamento foi
extraído do banco de dados, as informações históricas das
operações com sucesso manuais (comando do operador) destes
casos. Para esta extração foi necessário realizar
adicionalmente alguns filtros atendendo as seguintes
premissas [2]:
• Sequência – a abertura e fechamento dos dispositivos
deveriam obedecer à mesma filosofia da recomposição
automática e o seu pré-cadastro dos equipamentos;
• Horários – não deveriam ser considerados horários
decorrentes de restrições como falhas de comunicação e outros
impedimentos temporários;
• Analise de intervalos entre comandos/alarmes–
realização de uma analise nos intervalos com maiores
durações para verificar se ocorreu alguma outra restrição não
cadastrada (ex: tempo aguardando confirmação em campo).
Estas premissas tiveram o objetivo de garantir cálculos
similares e uma comparação fiel dos tempos de manobras com
o sistema de recomposição automática, ou seja, os dados nos
dois casos (operação automática ou com técnico operador)
devem representar situações idênticas para permitir cálculos
comparativos. Para esta segunda etapa foram então mapeados
os comandos/alarmes ALESTC (Alarme) e CEXEX
(Comando Execução Manual de Abertura ou Fechamento). A
Tabela II representa o formato das informações de uma
atuação do técnico operador concluída com sucesso [2]:
TABELA II
Dados de atuação com sucesso do operador
Número do
Estado do Mneumônico
Alimentador
Data de Ocorrência
Numeração Tipo
Evento
Equipamento (Alarme)
Socorrido
7326415
19/05/2012 17:58:25
0
ALESTC
7326512
19/05/2012 18:10:55
0
CEXEC
7326514
19/05/2012 18:11:06
1
CEXEC
DISJUN
XXX 8
428189
RA
XXX 8
46827
OLEO
XXX 8
A primeira coluna (número do evento) representa a
sequência de atuação, a segunda o respectivo horário indicado,
a terceira o estado do equipamento (0-aberto,1–fechado) a
quarta o código referente aos comandos/alarmes, na quinta a
numeração do equipamento, na sexta o tipo de equipamento e
na sétima o alimentador socorrido. Neste exemplo, pôde-se
verificar abertura do disjuntor do alimentador XXX-8,
abertura do RA (Religador) de meio e fechamento da chave de
topo. A extração de todas as atuações do técnico operador com
sucesso resultou em um banco de dados que permitiu o cálculo
do respectivo tempo médio de manobra [2].
B. Cálculo de Tempo de Manobras
B.1. Cálculo dos Tempos Médios das Atuações com
Recomposição Automática
Para calcular o tempo total de manobra de cada atuação da
recomposição automática foi necessário subtrair o horário do
último alarme pelo o do primeiro alarme da respectiva
atuação. Tendo como exemplo a atuação representada na
Tabela I, o tempo de manobra é obtido através do cálculo
abaixo [2]:
TABELA III
Cálculo do tempo de atuação com recomposição automática
TEv4838597
08/01/2012 15:42
TEv4838644
08/01/2012 15:44
Ttotal
00:02:03
Após o cálculo de cada atuação foi possível obter uma
amostra bruta dos tempos de manobra e consequentemente
uma base de dados para se calcular o tempo médio de manobra
da recomposição automática. Como a amostra foi superior a
30 (Teorema do Limite Central), utilizou-se a curva normal
para estabelecer à média e os limites para o intervalo de
confiança de 95%. A média e intervalo de confiança são
apresentados abaixo [2]:
TABELA IV
Resultado da amostra com recomposição automática
Média
00:01:16 (1 minuto e 16 segundos)
Intervalo de
Confiança
(95%)
]00:01:13;00:01:19[
Para fins de cálculos de indicadores de qualidade,
interrupções (DEC,FEC, DIC,FIC,DMIC e DICRI) abaixo de
três minutos não são consideradas [3], portanto, apropriou-se
ao tempo médio da recomposição automática para o valor
zero.
B.2. Cálculo dos Tempos Médios das Atuações sem
Recomposição Automática (técnico operador)
Para calcular o tempo total de manobra de cada atuação
manual foi necessário subtrair o horário do último alarme pelo
o do primeiro alarme da respectiva atuação. A tabela V ilustra
exemplos do cálculo do tempo de manobra.
TABELA V
Cálculo do tempo de atuação sem recomposição automática

5. 5
TEv7326415
TEv7326514
19/05/2012 18:11
Ttotal
TM COD  (TM 3 min * 0,55)
19/05/2012 17:58
00:12:41
Uma característica do comportamento dos tempos de
manobra realizada pelo operador é que existe um percentual
da amostra que extrapola três minutos e consequentemente
contribui para formação dos indicadores de DEC, FEC, DIC e
FIC. Por este motivo é necessário estratificar a amostra em
função de faixas de tempos:
(2)
Como a sub amostra restante possui número menor que 30
atuações, para utilizar a curva normal Z deve-se testar a
normalidade da distribuição. Aplicando-se o teste de
normalidade Anderson-Darling, verifica-se que a curva não se
comporta como uma reta e valor de p é menor que 0,05
indicando que a distribuição desta sub amostra não é normal
(Figura 3):
TABELA VI
Estratificação dos tempos em faixas
Bloco
Frequência
%
cumulativa
00:03:00
18
45
00:10:00
7
62,5
00:15:00
7
80
00:28:00
3
87,5
00:45:00
3
95
Mais
2
100
Percebe-se que 45% dos tempos de manobra estão abaixo
de 3 (três) minutos, ou seja, isto significa que na execução das
transferências realizadas pelos técnicos operadores, para um
percentual delas, os operadores possuem desempenho similar
do ponto de vista de indicadores regulados ao da
recomposição automática. Este comportamento da amostra
deve ser considerado na definição de tempo médio de
transferência, para que o ganho com a recomposição
automática não seja superestimado. Por esta razão, esta
amostra foi subdivida em duas: a primeira envolvendo os
tempos menores que 3 (três) minutos e a segunda com os
tempo maiores ou igual a 3 (três) minutos e o tempo médio foi
definido então como a média ponderada das duas sub
amostras:
TM COD  (TM 3 min * 0,45)  (TM 3 min * 0,55)
Fig. 3. Teste Anderson-Darling sub amostra 1
Na tentativa de se obter uma normal foram então
desconsiderados os valores muito próximos de 3 (três)
minutos resultando em uma nova sub amostra. Embora, a
curva e valor de p indique uma tendência maior para
distribuição normal, a redução da sub amostra não foi
suficiente para isso (Figura 4):
(1)
Em que:
• TMCOD = Tempo médio de manobras de transferência
no Centro de Operação e Controle;
• TM<3min = Tempo médio da sub amostra com tempos
menores que 3 minutos;
• TM  3min = Tempo médio da sub amostra com tempos
maiores ou iguais a 3 minutos.
Tendo em vista que a primeira sub amostra tem todos os
valores menores que 3 (três) minutos e que independente do
tempo médio este não terá influência nos indicadores, pode-se
assumir o TM<3min=0. Desta forma, a Equação 1 pode ser
rescrita como:
Fig. 4. Teste Anderson-Darling sub amostra 2

6. 6
Concluiu-se que reduzir ainda mais a sub amostra para
obter uma distribuição normal não era uma opção viável, em
função de que um conjunto ainda menor de valores poderia
não representar adequadamente o comportamento do processo.
Optou-se então por utilizar outra ferramenta estatística, o “Box
Plot”, que permite tanto avaliar a tendência quanto à dispersão
da distribuição (Figura 5):
TM COD  (0,183 * 0,55)  0,10horas
C. Cálculo de Indicadores de Qualidade
A metodologia de cálculo dos indicadores de confiabilidade
neste trabalho é baseada na Matriz Lógica Estrutural (MLE),
para sua montagem é necessário conhecer os valores das taxas
de falha por ano (λ), os tempos médios de reparo (TR), o
número de consumidores (N) e a carga (L) dos circuitos. A
MLE é uma matriz quadrada de tamanho n x n, sendo n o
número de nós do alimentador. Cada linha corresponde a um
nó do alimentador e cada coluna o respectivo trecho em falha,
se este exercer influência sobre o nó da respectiva linha. A
primeira coluna da MLE é referente ao alimentador da SE,
sendo que as demais representam os trechos [4].
Para o cálculo dos índices de DEC, ENS, DIC basta inserir
os tempos relacionados a cada trecho e multiplicar os
elementos que não são zeros pelas taxas de falha de cada
trecho. Assim, se tem a MLE dada conforme (3).
(3)
Fig.5. “Box Plot” sub amostra1
Retirando-se o “outlier” (ponto fora da curva) de 1:04,
obtém-se (Figura 6):
Para cada linha da MLE, se esta for somada tem-se o DIC
de cada nó. Assim o cálculo do DIC para o nó 4 é mostrado
em (4). Para o DIC real, ainda são somadas a estas parcelas as
falhas do transformador, da SE, suprimento externo, e as
parcelas individuais de cada consumidor, aqui também
consideradas [4].
n
(4)
DIC4 
 MLE
4, j
 TT  se1  TT  a  TT  a  TRc  c
j 1
O cálculo do DEC do alimentador, é mostrado em (5).
n
DEC 
Fig.6. “Box Plot” sub amostra 1 sem “outlier”
O valor obtido no “Blox Plot” que representa a
concentração da distribuição dos tempos foi de 10 minutos e
58 segundos. Aplicando-se este valor na Equação 2 obtém-se
o tempo médio de manobra das transferências realizadas pelos
técnicos operadores:
 DIC  N 
i
i
(5)
i 1
NC
Em que:
Ni = Número de consumidores do nó i;
NC = Número de consumidores do alimentador;
n = Número de nós.
Para o cálculo da ENS é utilizado (6).
ENS 
 DIC
n
i _ trafo
 Li

(6)
i 1
Em que:
Li = Carga do nó i;
Para os cálculos do FEC e FIC a MLE tem de ser modificada,

7. 7
igualando os TR, TT e TS a 1, conforme mostrado em (7).
SE1
1  se1

2  se1
MLE  3  se1

4  se1

5  se1
a
a
a
a
a
a
b
b
b
b
b
b
c
d
c 0 

c 0 
c 0 

c 0 

c d 
(7)
Os cálculos dos parâmetros FIC e FEC seguem (4) e (5).
Para se aplicar a metodologia apresentada e calcular os
indicadores de qualidade (DEC, FEC, DIC, FIC e ENS) com e
sem a recomposição automática é necessário definir alguns
parâmetros adicionais como [2]:
• tempo médio de reparo (TR): tempo médio necessário
para manutenção corretiva do ponto de defeito;
• tempo médio de seccionamento manual (TSM): tempo
médio necessário para seccionar trecho com defeito
quando da presença de uma chave a montante que não
seja telecomandada;
• tempo médio de seccionamento telecomandado (TST):
tempo médio necessário para seccionar trecho com
defeito quando da presença de uma chave a montante que
seja telecomandada;
• tempo médio de transferência manual (TTM): tempo
médio necessário para executar uma transferência para
outra fonte de suprimento para alimentar os trechos sem
defeito quando da presença de chaves que não sejam
telecomandadas;
• tempo médio de transferência telecomandada (TTT):
tempo médio necessário para executar uma transferência
para outra fonte de suprimento para alimentar os trechos
sem defeito quando da presença de chaves ou religadores
telecomandados;
• taxa de falha (λ): taxa de falha dos trechos do
alimentador estudado;
• número de consumidores: número de unidades
consumidoras conectadas aos pontos do alimentador
estudado;
• carga: carga nominal (kW) dos pontos do alimentador
estudado.
No caso do TR, TSM, TST, TTM utilizou-se o histórico de
1 (um) ano de ocorrências do alimentador a ser estudado,
calculando-se a média dos tempos necessária para o reparo do
trecho defeituoso , para o seccionamento (manual e
telecomandado) e para transferência manual de carga do
alimentador. Para o TTT (tempo de transferência
telecomandada) deve ser utilizado o tempo calculado no item
B com e sem uso da recomposição automática e para taxa de
falha divide-se o número de ocorrências pelo comprimento de
cada trecho do alimentador. Com estas informações após a
construção da MLE (Matriz Lógica Estrutural) adicionam-se
os respectivos tempos e as taxas de falha na matriz calculando
os indicadores resultantes. A diferença nos valores de TTT
com o uso ou não da recomposição automática é o que
propicia a comparação de resultados e avaliação de retorno
com o uso da tecnologia [2].
D. Simulação e Resultados
Para avaliação do uso da recomposição automática utilizouse como estudo de caso um alimentador real de uma SE
(subestação) da cidade de Campinas no estado de São Paulo.
Os dados do alimentador foram obtidos por um sistema
proprietário da distribuidora para estudos elétricos.
Os pontos de referência e trechos foram definidos através
do diagrama unifilar, bem como, os dispositivos entre estes
pontos necessários para construção das matrizes de cálculo. O
alimentador estudado (XXX-17) possui 63 pontos, com
destaque para uma chave a óleo para transferência de carga
manual, uma chave telecomandada a óleo (meio) normalmente
fechada e uma chave telecomandada a óleo (topo)
normalmente aberta para transferência automática.
Através do desenvolvimento de um simulador em excel
pôde-se inserir os dados do alimentador, os tempo de
transferência automática com e sem recomposição automática
obtido no item B.2 e os outros parâmetros necessários. O
simulador produz então duas MLEs e disponibiliza o resultado
dos indicadores para comparação entre o uso ou não da
recomposição automática. Para o alimentador XXX-17
observa-se na tabela VII que o ganho (diferença) com o uso da
recomposição automática foi maior em FEC (4,4%) do que em
DEC (0,05%), que não ocorreu ganho substancial absoluto de
ENS e que não existiram pontos com violação de limites de
DIC e FIC nas duas situações [2].
TABELA VII
Resultados Comparativos do Alimentador XXX-17
DEC DEC
FEC FEC
ENS ENS
% P.V % P.V
GANHO
GANHO
GANHO
GANHO
RESA S.RESA
RESA S.RESA
RESA S.RESA
RESA S.RESA
3,33 3,347 0,017 3,71 3,883 0,17 3378 3660 282,1 0% 0% 0%
O ganho menor de DEC para este alimentador foi resultado
da seleção do ponto para instalação da chave (meio) para a
transferência telecomandada, tendo em vista que este local não
secciona ou supre o trecho com maior número de unidades
consumidoras. O trecho em questão cuja transferência
automática proporciona suprimento alternativo possui 77
unidades consumidoras, representando somente 5,1 % do total
do alimentador. Para uma simulação adotou-se o aumento de
unidades consumidoras neste trecho para 680, representando
agora 32% do novo conjunto de unidades do alimentador, o
impacto foi de um incremento no ganho do DEC de 76%,
saindo de 0,05% para 3,88% na comparação com ou sem o uso
da recomposição automática (tabela VIII) [2].

8. 8
TABELA VIII
[3]
ANEEL. Procedimentos da distribuição (PRODIST), Módulo 8 –
Qualidade da Energia Elétrica, Agência Nacional de Energia Elétrica –
Resultados com nova simulação para o DEC
ANEEL, 2011.
DEC DEC
FEC FEC
ENS ENS
% P.V % P.V
GANHO
GANHO
GANHO
GANHO [4] TENFEN,D. Simulador da Automação de Sistemas de Distribuição com
a Alocação de Chaves Telecomandadas. SNCA, Salvador,2011.
RESA S.RESA
RESA S.RESA
RESA S.RESA
RESA S.RESA
2,674 2,782 0,108 2,96 4,031 1,071 3378 3660 282,1 0% 0%
0%
VII. BIOGRAFIAS
Para esta simulação verificou-se que também ocorreu um
ganho de FEC tendo em vista que este indicador é
proporcional ao número de unidades consumidoras, porém, o
ENS e pontos violados permaneceram no mesmo valor. O
ENS tem relação direta com a potência nominal de cada ponto
e com o carregamento do alimentador, sendo que para o
alimentador XXX-17 o trecho impactado pela transferência
automática representa a de 5087 KW ou 54% do alimentador.
Entretanto, o carregamento geral do alimentador é de
somente 17% reduzindo o potencial de ganho em termos
absoluto deste indicador. Caso tivéssemos o valor de
carregamento de cada ponto a estimativa de ganho seria mais
precisa. Para simular a representatividade do carregamento no
ganho de ENS substituiu-se o valor de 17% para 70% nos
dados originais do alimentador, o impacto foi de um
incremento no ganho absoluto no ENS de 909 kWh, porém,
sem diferença percentual com a situação anterior.
Quanto ao percentual de pontos violados, este indicador
está diretamente relacionado com os limites anuais
regulatórios para DIC e FIC e a taxa de falha do alimentador.
No alimentador estudado a taxa de falha histórica indica um
nível de qualidade muito superior ao limite regulatório. Para
simular a representatividade dos limites neste indicador os
valores dos limites anuais de DIC e FIC foram substituídos
por 3 (três) horas e 3 (três) vezes respectivamente, o impacto
obtido foi de 15% de ganho [2].
V. CONCLUSÕES
Os resultados demonstraram que o uso da recomposição
automática promove ganhos nos indicadores de qualidade,
porém, estes podem ser potencializados em função de outros
parâmetros como quantidade de unidades consumidoras, carga
nominal, carregamento e limites de DIC e FIC no trecho
socorrido. Portanto, os ganhos de cada possível caso podem ser
comparados subsidiando uma metodologia de priorização para
implantação deles.
Tendo em vista que os ganhos de qualidade dependem dos
parâmetros mencionados, metodologias de decisão como AHP
(Analytic Hierarchy Process) podem ser adotadas para
priorização dos alimentadores que utilizarão os sistemas de
recomposição automática maximizando os resultados relativos
à qualidade fornecimento de energia.
VI. REFERÊNCIAS
[1]
[2]
R. Greer, and W. Allen, "Distribution Automation Systems with
Advanced Features," Rural Electric Power Conference, Chattanooga,
TN, USA, 2011.
T.F.Guth, "Avaliação da Implantação de Sistemas de Recomposição
Automática em Redes de Distribuição de Energia Elétrica," Dissertação
de Mestrado, Universidade Federal de Sergipe, Sergipe, Brasil, 2013.
Milthon Serna Silva é Engenheiro Eletricista formado
pela Universidade UNSAAC - Peru. Mestre e Doutor
na Escola Politécnica da Universidade de São Paulo Brasil. Pós-Doutorado na Universidade Tecnológica de
Brandenburg - Alemanha. Trabalhou na construção e
monitoramento de projetos de sistemas de subestações
de alta tensão, incluindo a integração de energias
renováveis por Gym SA, grupo GAGTD e Siemens.
Atualmente é professor do Departamento de Engenharia Elétrica da
Universidade Federal de Sergipe - Brasil ensinando "Energias Renováveis" e
"Transmissão e Distribuição de Energia". Ele trabalha na integração do
projeto Energias Renováveis para o governo brasileiro. Membro do CIGRE
brasileiro Grupo de trabalho SC13.23 e membro do IEEE Latin America
Electrical
André Pepitone da Nóbrega faz parte do corpo de
Diretores da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL desde agosto de 2006. Ele é um especialista
Sênior em Regulação do Mercado de Energia e
ocupou outras posições na ANEEL como assessor
técnico na Superintendência de Estudos Econômicos
do Mercado (SEM), a partir de 2002, e gerente da
equipe de autorização para a energia renovável, desde
2000. Seus principais interesses de pesquisa incluem
políticas para as energias renováveis, os caminhos em direção à modelagem
de sistemas energéticos sustentáveis e a liberalização dos mercados de
energia. Andre é engenheiro civil formado pela Universidade de Brasília UnB e possui especialização em Teoria e Funcionamento da Economia
Moderna Nacional pela Universidade George Washington. Ele também
participou do Programa de Treinamento Internacional em Regulação
Estratégia na Warrington College of Business, na Universidade da Flórida.
Thiago Freire Guth formou-se em Engenharia
Elétrica pela Universidade Federal de Itajubá, em
2001, possui pós-graduação em Gestão de Projetos
pelo Instituto Nacional de Pós-Graduação e
Mestrado pela Universidade Federal de Sergipe em
2013. Atualmente, trabalha como Gerente de Gestão
Operacional para oito concessionárias brasileiras no
Grupo CPFL Energia, cujas responsabilidades são o
desenvolvimento e análise de indicadores para
eficiência operacional, apuração de indicadores de
continuidade de energia de todo grupo, condução de projetos estratégicos,
desenho de processos e padronização de procedimentos operativos, integração
da operação com a área regulatória e estudos de referentes ao desempenho de
redes de distribuição. Anteriormente, trabalhou como Gerente de Operação na
Energisa, responsável pela operação do sistema de subtransmissão e
distribuição em Sergipe que envolvia a gestão do Centro de Operação
Integrado, equipes de campo técnicas e comerciais , planejamento técnico e
operacional (pós, pré operação), medição de nível de tensão e danos elétricos.
Roberto Felipe Andrade Menezes é Engenheiro
Eletricista formado pela Universidade Federal de
Sergipe em 2013. Foi membro da Comissão
Internacional de Conservação de Energia pela
Universidade Federal de Sergipe na área de
eficiência energética. Trabalho como pesquisador no
parque tecnológico de Sergipe na área de
modelamento eólico. Atualmente, cursa o mestrado
em Processamento de Energia na Universidade
Federal de Santa Catarina.