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Concluiu-se que reduzir ainda mais a sub amostra para
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igualando os TR, TT e TS a 1, conforme mostrado em (7).
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TABELA VIII

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ANEEL. Procedimentos da distribuição (PRODIST), Módulo 8 –

Qualidade da Energia Elétrica, Agência Nac...
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Icolim 2014 thiago_guth_port

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

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  1. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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.

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