Automação dos Sistemas de Distribuição de Energia

Os sistemas de distribuição de energia estão passando por uma fase de transição. Em um primeiro momento, estes sistemas eram relativamente simples: consistiam apenas de alimentadores que levavam a potência elétrica até os consumidores, em um fluxo de potência unidirecional, das subestações de distribuição até os pontos de consumo. Este modelo predominou durante muitos anos desde a concepção dos primeiros sistemas elétricos de potência, de forma que o planejamento da distribuição era feito para um horizonte de muitos anos prevendo o aumento de carga neste período.

Desta forma, as intervenções necessárias no sistema de distribuição sempre foram mínimas, limitando-se à manutenção preventiva em equipamentos e ações de restauração de falhas, despachando um contingente de técnicos para o local das faltas. Por meio da informação telefônica dos consumidores era possível estimar a região em que o sistema estava sob falta e desta forma a restauração do sistema acontecia em intervalos que variavam de alguns minutos para algumas horas. No entanto, com as mudanças das redes de distribuição no cenário atual, a forma tradicional de operação dos sistemas de distribuição já não mais se sustenta, sendo necessário um gerenciamento ativo deste tipo de rede.

Esta necessidade se deve às mudanças que vêm ocorrendo nos sistemas de distribuição. Em primeiro lugar, podemos citar o aumento da demanda por energia elétrica e o fato de que os equipamentos dos sistemas de distribuição se tornaram obsoletos ao longo dos anos. As capacidades das linhas de distribuição estão próximas dos limites operativos, mas, no entanto, as substituições totais dos equipamentos com maiores capacidades requerem investimentos que as empresas de energia não são capazes de absorver totalmente. Desta forma, a modernização dos equipamentos ocorre de maneira lenta e gradual.

Por outro lado, a entrada de geradores distribuídos e recursos distribuídos no nível de tensão dos sistemas de distribuição primários e secundários, apesar de aliviarem a demanda de energia proveniente dos grandes centros de geração, causam impactos no perfil de consumo além de inverterem os fluxos de potência, o que torna a identificação de falhas um pouco mais complicada. Desta forma, as mudanças correntes nos sistemas de distribuição exigem a mudança do modelo tradicional fit-and-forget, termo em inglês traduzido como instale e esqueça, usado para caracterizar que o conhecimento do comportamento dos sistemas de distribuição exigia apenas a instalação dos equipamentos sem necessidades maiores de ações humanas. No contexto atual, é necessário levar a automação aos sistemas de distribuição, de forma que as ações de correção e despacho da distribuição distribuída ocorram em sinergia com os equipamentos existentes. Esta mudança corrente nos sistemas de distribuição está em consonância com o conceito de Smart Grids, que alia os conceitos tradicionais de sistemas elétricos de potência aos conceitos de tecnologia da informação.

Assim, para ilustrar os sistemas modernos de distribuição e a necessidade de automação dos mesmos, esta Unidade está dividida em 3 seções que se completam. Na primeira seção será abordado o significado da automação na distribuição, relembraremos a estrutura de uma rede de distribuição, os desafios encontrados e as arquiteturas básicas para implementação da automação na distribuição. Na segunda seção, falaremos sobre o monitoramento dos sistemas de distribuição, com o foco para a necessidade em termos de observabilidade da rede para implementação da automação da distribuição. Por fim, na última seção falaremos sobre algumas das mais importantes funções dos sistemas de gerenciamento da distribuição, como, por exemplo, o controle Volt/Var

O estudo desta unidade será, sem dúvida, um diferencial na sua formação. Por isso, sugerimos empenho e dedicação ao explorar os conceitos apresentados, buscando sempre aprofundar esses conhecimentos na literatura disponível.

Automação dos Sistemas de Distribuição de Energia. Este assunto é relativamente novo no contexto de sistemas de energia elétrica, assim, o estudo desta seção será certamente um diferencial na sua formação. Para começar, cabe aqui fazer uma pergunta: Você já ouviu falar de termos como redes inteligentes, ou smart grids? Estes termos se referem à atribuição de uma inteligência às redes de distribuição, aliando uma infraestrutura de equipamentos de ponta com tecnologias de informação para comunicação e controle em tempo real e automatizado, visando promover a melhoria do fornecimento de energia, com economia e sem interrupções. Apesar de o conceito de smart grids ainda não ser consenso dentro do contexto de sistemas de energia elétrica, uma coisa é certa: as redes de distribuição necessitam passar por muitas transformações para fazer parte deste conceito.

Para contextualizar nosso estudo, vamos imaginar a seguinte situação: uma concessionária de distribuição de energia pretende investir em plantas de geração distribuída em alguns pontos da rede primária de distribuição. Ela pretende instalar plantas de geração fotovoltaicas e geradores eólicos para suprir um pouco da demanda local da rede e minimizar a quantidade de energia que demandada da subestação de distribuição. A intenção da empresa é minimizar os custos de compra de energia para entrega ao consumidor final, ou seja, comprar menos energia da transmissão enquanto produz a sua própria energia para ser entregue aos consumidores. Neste contexto, a empresa solicitou a sua consultoria, sendo você um consultor independente na área de energia elétrica. Na primeira etapa do projeto você deve fazer um levantamento geral das vantagens e desvantagens desta iniciativa da concessionária e fazer uma apresentação inicial elencando os passos que serão necessários para fazer o estudo de viabilidade. Como você prepararia esta apresentação? Você consegue elencar as principais vantagens e desvantagens desta iniciativa? Como fazer um estudo de viabilidade?

No decorrer desta seção, apresentaremos os principais conceitos para que você possa concluir este projeto com êxito. Para isso, será necessário seu estudo e dedicação. Além disso, por se tratar de um tema atual, muita coisa pode ser pesquisada por você mesmo, de maneira a aumentar as suas fontes de informação a respeito do tema.

Para entendermos o que significa automatizar o sistema de distribuição de energia precisamos, inicialmente, rever como este sistema se comportou desde a sua concepção até a atualidade. Podemos dizer que os sistemas de distribuição de energia sempre foram passivos, ou seja, tinham a função apenas de transportar, ou melhor dizendo, distribuir a energia elétrica proveniente do sistema interligado aos consumidores (NORTHCOTE-GREEN; WILSON, 2007).

Conforme já vimos anteriormente, a energia elétrica é, tradicionalmente, gerada em usinas centralizadas, transportadas de maneira otimizada por meio de um sistema de transmissão interligado e, posteriormente, entregue aos consumidores. Esta entrega aos consumidores se inicia na subestação de distribuição (subestações primárias) onde a tensão da transmissão é rebaixada para níveis da distribuição primária. Da subestação, partem os alimentadores, que consistem em linhas de distribuição trifásicas, geralmente em tensões acima de 10kV, perfazendo um entroncamento principal de fluxo unidirecional.

A partir deste entroncamento, as ramificações em linhas trifásicas, bifásicas e monofásicas são obtidas, sendo que a tensão pode ser novamente rebaixada aos níveis de consumo comercial e residencial de baixa tensão (abaixo de 1 kV). Este conceito da distribuição predominou durante muito tempo e está ilustrado na Figura 4.1 (a). A subestação alimenta um alimentador que tem ramificações laterais, em cada uma das barras as setas com direção para baixo indicam uma carga, que neste conceito possuem um comportamento bem definido dependendo do tipo de carga (residencial, comercial ou industrial). Os pontos de consumo demandam uma potência drenada da subestação e, portanto, os fluxos de potência (representados pelas setas pontilhadas) são fluxos unidirecionais da subestação para as cargas.

Na concepção dos sistemas de distribuição, conforme mostrado na Figura 4.1(a), a necessidade de automação não é justificada, uma vez que se conhece o comportamento das cargas e dos fluxos de potência nos ramos (NORTHCOTE-GREEN; WILSON, 2007). Por exemplo, se alguma falha ocorrer em qualquer uma das barras de carga, esta falha pode ser facilmente identificada por meio de uma investigação topológica da rede com base nas informações dos residentes que forem afetados por esta falha. A operação e manutenção neste caso é simples e direta, onde a equipe de manutenção pode ser mandada diretamente à região de localização da falta para restaurar o sistema em poucos minutos. Contudo, os sistemas de distribuição nos dias de hoje já não seguem mais este conceito, por diversos motivos. A situação atual dos sistemas de distribuição se assemelham mais com o que está representado na Figura 4.1 (b). Veja que nesta figura mostramos a mesma rede de distribuição com os mesmos pontos de carga representados. No entanto, existe uma importante e significativa diferença em relação à Figura 4.1(a), que se refere à presença de geradores em alguns pontos de consumo. Estes geradores fazem com que os fluxos de potência possam ter o seu sentido revertido, pois as cargas não mais irão demandar a potência utilizada apenas da subestação, mas também da geração local ou próxima. Neste caso, os fluxos de potência em algumas linhas podem assumir dois sentidos, a depender do valor da carga que está sendo demandada e do total de potência elétrica gerada pelos geradores. Estes geradores no nível da distribuição são chamados de geradores distribuídos, podendo ser composto por inúmeros tipos de fontes de energia, renováveis ou não. A geração distribuída compreende pequenas centrais hidrelétricas conectadas à subtransmissão ou mesmo um gerador fotovoltaico conectado em uma residência para suprimento local da demanda.

A resolução normativa da ANEEL de abril de 2012 permite que o brasileiro possa gerar a sua própria energia por meio de fontes de geração e cogeração, entre elas a geração fotovoltaica, que pode ser instalada nas residências ou mesmo em prédios comerciais e industriais. Para saber mais sobre este assunto, sugerimos a leitura da página da ANEEL sobre micro e minigeração distribuída no link a seguir, assim como os documentos pertinentes:

ANEEL. Geração distribuída: micro e minigeração distribuída. Atualizado em 15 ago. 2018.

Uma característica importante dos geradores distribuídos diz respeito à intermitência das fontes de geração eólica e fotovoltaica, por exemplo. Nas grandes centrais geradoras conectadas ao sistema interligado, o despacho (distribuição das operações das usinas interligadas para atendimento da demanda) é feito de forma controlada e planejada. Porém, no momento atual é muito difícil controlar a geração das fontes de energia distribuídas ao longo do sistema de distribuição. Isso, principalmente, devido à característica intermitente deste tipo de geração. A geração fotovoltaica e geração eólica, por exemplo, dependem de muitos fatores que se apresentam com uma baixa previsibilidade, e além disso os dados dos geradores distribuídos em cada um dos pontos de conexão nem sempre são conhecidos devido à falta de comunicação entre os pontos de consumo e os centros de controle.

Além dos geradores distribuídos, o comportamento das cargas também passa por modificações ao longo do tempo. Hoje em dia, com a entrada de outros recursos distribuídos ao longo do sistema, o perfil das cargas não é mais tão previsível como antes e impactam diretamente na operação dos sistemas de distribuição. Por exemplo, em alguns países existe uma forte penetração de carros elétricos. Estes, por sua vez, podem se comportar como cargas, quando conectados à rede elétrica para o carregamento, ou mesmo como fontes armazenadoras de energia.

Juntamente com este novo paradigma das redes de distribuição, com geração distribuída e recursos distribuídos, vêm também regulações mais rígidas quanto aos indicadores de atendimento ao consumidor, de forma que as empresas de distribuição podem ser punidas por deixar de fornecer a energia elétrica necessária aos consumidores por um tempo maior que o permitido, sendo estes períodos de não fornecimento bem curtos. Estas normas mais rígidas são difíceis de serem respeitadas se os sistemas de distribuição não passarem por uma modificação, e esta modificação diz respeito a aumentar o monitoramento e a inteligência das redes, automatizando processos que antes eram feitos de forma manual ou semiautomática. Neste contexto surge, então, a necessidade da automação dos sistemas de distribuição de energia.

O caminho para uma rede elétrica mais automatizada devido a mudanças em estrutura e regulação destes sistemas não é algo novo. O próprio sistema de transmissão passou por isso quando da desregulamentação do setor elétrico. Anteriormente, uma única empresa cuidava dos setores de geração, transmissão e distribuição de energia de forma verticalizada, de forma que os sistemas eram projetados para atender à necessidade dos consumidores de uma empresa específica. Porém, com a interligação dos sistemas e desregulamentação do setor, a interoperabilidade se fez necessária de modo a haver grandes investimentos em tecnologia, operação, manutenção, sistemas de proteção automatizados, etc. No âmbito dos sistemas de distribuição, a desregulamentação do setor também trouxe requisitos de interrupções cada vez menores, o que contribuiu para a alocação de sistemas de proteção mais automatizados, utilizando religadores juntamente com elos fusíveis. No contexto atual, com novas mudanças tanto em âmbito estrutural como em relação a novas regulamentações, a implementação de sistemas de gerenciamento da distribuição em algumas redes de distribuição, com o objetivo de aprimorar a confiabilidade do sistema frente às novas regulamentações, torna-se uma realidade.

Em sistemas elétricos de potência, a hierarquia do controle pode ser dividida em camadas desde os consumidores finais até o nível gerencial da empresa de energia, de forma que a automação dos sistemas traz benefícios diretos nos seguintes aspectos: Redução de necessidade de operação e manutenção, postergação de aumento de capacidade do sistema, melhoria da confiabilidade, novos serviços ao consumidor, melhoria da qualidade de energia e informações detalhadas para engenharia e planejamento da distribuição. De acordo com a camada hierárquica, pode-se afirmar que os benefícios se relacionam conforme mostrado no Quadro 4.1 (NORTHCOTEGREEN; WILSON, 2007).

Ao considerar as camadas hierárquicas de controle, podemos organizá-las em uma estrutura piramidal, conforme descrito a seguir:

• Camada 1 - Empresas de energia: No topo da pirâmide, esta camada é responsável por toda a infraestrutura de TI da empresa, o gerenciamento de recursos e os sistemas de comercialização de energia.

• Camada 2 - Sistema de transmissão: Nesta camada, há um controle otimizado do fluxo de potência na transmissão, incluindo o despacho dos geradores interligados.

• Camada 3 - Subestações de energia: Esta camada envolve a automação do controle de chaves e disjuntores na estrutura interna da subestação para manobras operacionais.

• Camada 4 - Sistema de distribuição: Compreende as redes de média tensão e destaca a expansão da capacidade de controle em tempo real, através do monitoramento remoto e automação local dos alimentadores e equipamentos a partir da subestação de distribuição.

• Camada 5 - Consumidor final: Esta camada, a mais baixa, está relacionada à interface dos sistemas primários de distribuição com o consumidor final. Atualmente, ela destaca-se pelo aumento da flexibilidade nas medições, utilizando medidores inteligentes, o que possibilita revisões tarifárias, controle de carga e outras funções, com o apoio da tecnologia da informação para a comunicação de dados.

A Figura 4.2 ilustra um modelo piramidal das camadas de automação, indicando os sistemas ou dispositivos aplicáveis a cada uma dessas camadas (NORTHCOTE-GREEN; WILSON, 2007).

Mas afinal, em que consiste fazer a automação dos sistemas de distribuição. Primeiramente, é importante contextualizar que estamos falando de atuar nas camadas 3 e 4 majoritariamente, embora quando se fala em automação da distribuição também se pode incluir a camada 5.

No entanto, pode-se estabelecer que, para que haja automação efetiva do sistema de distribuição, é essencial uma infraestrutura de comunicação de dados adequada. O conceito de automação da distribuição pode ser delineado com base nos princípios fundamentais da automação, adaptados para a operação dos sistemas de distribuição. Esse conceito abrange toda a gama de funções dos sistemas de gerenciamento da distribuição, desde proteção até SCADA e aplicações de tecnologia da informação associadas (NORTHCOTE-GREEN; WILSON, 2007).

Baseando-se no conceito geral de automação, podemos definir a automação da distribuição como a integração de um conjunto de tecnologias que permitem à empresa de energia monitorar, coordenar e operar os componentes do sistema de distribuição de forma remota e em tempo real. Para alcançar isso, é imprescindível uma infraestrutura de comunicação robusta.

Dentro do conceito de automação da distribuição, podemos destacar dois elementos principais (Northcote-Green, J.; Wilson, R., 2007): o Sistema de Gerenciamento da Distribuição (Distribution Management Systems – DMS) e os Sistemas de Automação da Distribuição (Distribution Automation Systems – DAS). O DMS abrange um sistema mais abrangente, centralizando o gerenciamento da distribuição em um sistema que pode ser comparado a uma “sala de operações”, similar às existentes para sistemas de transmissão de energia. Por outro lado, o DAS refere-se aos equipamentos que compõem um sistema controlável remotamente, como disjuntores, religadores e seccionalizadores, permitindo comunicação e operação remota. Dessa forma, engloba a automação local e remota desses dispositivos (NORTHCOTE-GREEN; WILSON, 2007).

Assim, o caminho para a automatização dos sistemas de distribuição exige, inicialmente, que os dispositivos cumpram requisitos básicos, tais como (NORTHCOTE-GREEN; WILSON, 2007):

• As chaves devem ser capazes de operar em modo de controle remoto.
• A tomada de decisão deve poder ser implementada tanto localmente, em dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs), quanto de forma centralizada, em um servidor do sistema de automação da distribuição, combinando decisões locais, remotas e remotas com intervenção humana.
• A operação local deve ser possível tanto mecanicamente quanto por meio de acionadores.

A arquitetura básica para um sistema de automação da distribuição deve ser projetada conforme ilustrado na Figura 4.3. Na Figura 4.3(a), é apresentada uma representação dos principais componentes deste sistema: os dispositivos a serem controlados, a interface de comunicação apropriada e o gateway do sistema (DA gateway/DAGU), cuja função é coletar e direcionar as informações para um mestre onde o controle central é executado. Esta estrutura generalizada pode ser melhor compreendida através da Figura 4.3(b), que mostra o controle central realizado por meio de um sistema SCADA ou DMS. Os gateways recebem e transmitem as informações utilizando a infraestrutura de comunicação. Na figura, vemos dois DAGUs distintos, sendo um para a automação do alimentador (FA) e outro para a automação da subestação (SA).

Os benefícios da automação dos sistemas de distribuição são alcançados à medida que novos elementos e funções de automação são incorporados ao sistema. Um exemplo ilustrativo é uma rede rural, conforme mostrado na Figura 4.4. Nesta figura, observa-se que, ao longo do tempo, novas funções de automação foram implementadas, resultando em uma redução significativa nos tempos de interrupção ao longo de um período de 10 anos.

Com esta introdução pudemos cobrir os aspectos que justificam a necessidade de realizar a automação nos sistemas de distribuição, e desta forma agora você terá os conhecimentos necessários para avançar seus estudos compreendendo um pouco mais da infraestrutura necessária e das principais funções a serem automatizadas. Estes aspectos serão cobertos nas próximas seções.

Vamos então retomar a situação apresentada no início desta seção, onde uma concessionária de distribuição de energia pretende investir em plantas de geração distribuída em alguns pontos da rede primária de distribuição. O objetivo é instalar plantas de geração fotovoltaicas e geradores eólicos para suprir parte da demanda local da rede, reduzindo a quantidade de energia demandada da transmissão. Isso visa minimizar os custos de compra de energia da transmissão, ao mesmo tempo em que produz sua própria energia.

Seu trabalho inicial de consultoria envolve fazer um levantamento geral das vantagens e desvantagens dessa iniciativa da concessionária e elaborar uma apresentação inicial que elenque os passos necessários para realizar o estudo de viabilidade.

Você provavelmente já concluiu que a decisão da concessionária de investir em geração distribuída é uma tendência, especialmente porque hoje os consumidores da rede secundária já podem fazer esse investimento instalando painéis fotovoltaicos em suas propriedades. Assim, a iniciativa da concessionária é positiva, mas envolve um outro aspecto de investimento: a automação do sistema de distribuição.

O motivo disso é que, com a entrada de geradores distribuídos na rede, o sentido dos fluxos de potência se altera. Anteriormente, esses fluxos eram bem definidos da subestação para as cargas. No entanto, os fluxos dos geradores distribuídos podem ir em direção à subestação de energia, dependendo da quantidade total de potência gerada por essas fontes. Como a maioria das fontes de geração distribuída são intermitentes, é muito difícil prever o comportamento das demandas na rede de distribuição ao considerar essas fontes de geração distribuída.

Assim, um dos principais estudos que precisam ser realizados é o impacto nos fluxos de potência devido à nova geração presente na rede. As linhas de distribuição estariam preparadas para um eventual aumento dos fluxos de potência? A coordenação dos elementos de proteção seria afetada? E qual seria a intensidade desse impacto? Essas perguntas precisam ser respondidas para diversos cenários, considerando a localização das fontes de geração distribuída, bem como o tipo, o período, entre outros fatores que devem ser definidos junto ao seu cliente. Para esse estudo, os modelos da rede devem ser bem definidos e deve-se utilizar uma ferramenta de fluxo de carga para análise.

No entanto, é importante lembrar que as ferramentas de fluxo de carga devem considerar as diferenças entre a rede de distribuição e as redes de transmissão. Uma sugestão é utilizar o software OpenDSS, um software livre dedicado à simulação e análise de redes de distribuição.

Uma vez que esta análise inicial dos impactos for concluída, ficará mais claro por onde deve ser iniciada a automatização do sistema de distribuição. É possível que os equipamentos de proteção precisem ser trocados na rede, exigindo um investimento para que esses novos dispositivos estejam preparados para a automação de sistemas. Além disso, novas estratégias de coordenação para a proteção devem ser previstas. Uma vez que os equipamentos sejam projetados para a automação do sistema, deve-se atentar para os requisitos básicos para que essa automação possa ser efetivamente realizada, tais como:

• As chaves devem ser capazes de operar em modo de controle remoto.
• A tomada de decisão deve poder ser implementada tanto localmente, em dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs), quanto de forma centralizada, em um servidor do sistema de automação da distribuição, combinando decisões locais, remotas e remotas com intervenção humana.
• A operação local deve ser possível tanto mecanicamente quanto por meio de acionadores.

Na sua apresentação, esses aspectos devem ser bem destacados, de forma que você já possa começar a obter as informações necessárias para a consultoria. Uma boa apresentação levará à confiança do cliente no seu trabalho. Você deve ser extremamente preciso nas informações, de modo a demonstrar seu conhecimento no assunto. Seguindo essas orientações, sua apresentação será certamente um sucesso!

Justificando a Automação da Distribuição em um Ambiente com Geração Ddistribuída:

Descrição da situação-problema:

A concessionária de distribuição de energia da região em que você atua procurou seus serviços de consultoria para analisar um problema nas redes de distribuição sob sua responsabilidade. O problema ocorre porque os sistemas de proteção instalados estão falhando em alguns casos e atuando de forma incorreta em outros. No entanto, a concessionária não consegue identificar a causa, pois os dispositivos foram analisados individualmente e estão operando corretamente nos testes individuais.

Para ajudar a resolver o problema, é necessário que a concessionária forneça um histórico do que foi investido em infraestrutura nos últimos 10 anos. Assim, a concessionária forneceu a seguinte lista de melhorias realizadas na rede:

• Substituição de fusíveis por relês de proteção e religadores.
• Manutenção periódica em transformadores da rede secundária.
• Instalação de geração eólica e fotovoltaica em alguns pontos terminais da rede primária.
• Instalação de duas usinas hidrelétricas de pequeno porte (PCHs) em um dos extremos da rede.
• Instalação de medidores inteligentes nas subestações e nos pontos de consumo industriais.

Com base nessas informações, o problema de falha na atuação da proteção pode estar relacionado à coordenação inadequada entre os diferentes dispositivos de proteção, especialmente considerando as novas fontes de geração distribuída e a atualização dos sistemas de proteção.

Resolução da situação-problema:

Pelos dados fornecidos pela concessionária, a provável causa da operação inadequada da proteção é a presença de geração distribuída na rede. Isso ocorre porque a geração distribuída instalada pode, em situações de falta, reverter o sentido do fluxo das fontes de geração diretamente para o local da falta, reduzindo a corrente demandada da subestação. Dessa forma, a coordenação da proteção fica comprometida: a corrente de falta na parte do alimentador próxima à subestação pode não ser suficiente para que a proteção atue, enquanto a corrente drenada na rede das fontes de geração distribuída até o local da falta pode ser suficiente para ativar alguns dispositivos de proteção nessas localidades indevidamente.

Para uma análise mais detalhada do que está ocorrendo, é necessário que a concessionária forneça o histórico das medições de fluxo registradas nos medidores inteligentes, relês e religadores instalados na rede, caso estes tenham a funcionalidade de registro de medições. Ao analisar as magnitudes das correntes durante um evento de falta, juntamente com a realização de algumas simulações de curto-circuito em certas regiões da rede, será possível obter conclusões mais elucidativas.

Além disso, esta é uma oportunidade para justificar à concessionária a necessidade de realizar a automação da distribuição, de modo a coordenar a proteção e as tomadas de decisão de forma mais eficiente. A automação permitirá uma resposta mais precisa e rápida às alterações nos fluxos de potência e aos eventos de falta, garantindo uma operação mais segura e confiável da rede de distribuição.

O monitoramento das redes de distribuição é um dos principais desafios para a transformação esperada dessas redes, dado o uso ainda limitado de medidores nesses sistemas. Normalmente, as informações de distribuição acessadas pelos SEM (Sistemas de Gerenciamento de Energia) existentes são aquelas medidas no nível da subestação de distribuição. Devido às características bem definidas das redes de distribuição, com um padrão específico de cargas e capacidades das linhas e equipamentos claramente estabelecidos, as medições se limitam a alguns equipamentos, principalmente os de proteção contra sobrecorrente. Essas medições são usadas localmente para operar dispositivos de proteção, como disjuntores ou religadores. No entanto, as informações desses medidores não são, a priori, comunicadas de forma a serem utilizadas em um sistema de automação da distribuição.

Com a introdução de recursos distribuídos no nível da distribuição, o cenário atual tem uma forte tendência a mudar. Essa transformação já está em andamento! Atualmente, novas instalações de baixa tensão já podem contar com medidores eletrônicos substituindo os antigos medidores eletromecânicos. Esses novos medidores são capazes de armazenar e transmitir informações regularmente. No entanto, as informações desses medidores não são enviadas de forma sincronizada a um centro de operação, o que dificulta a implementação de soluções em tempo real. Por isso, é necessário implementar novas opções para garantir a observabilidade da rede.

Para contextualizar este estudo, imagine que uma concessionária de energia deseja implementar um sistema de gerenciamento da distribuição. Para isso, está disposta a instalar medidores em alguns pontos da rede e investir em tecnologia de comunicação para viabilizar o projeto. Sua tarefa neste projeto é fornecer uma consultoria indicando possíveis soluções para viabilizar a transmissão de informações e permitir a controlabilidade em tempo real da rede. Na sua consultoria, você deve apresentar um relatório completo, abordando as principais possibilidades para a modernização do sistema de medição na distribuição.

Quais são as tendências futuras neste tema? Existem soluções de transmissão que podem ser aplicadas na distribuição?

Para que você possa realizar esta tarefa com sucesso, apresentaremos as bases para um sistema de monitoramento em tempo real na distribuição. Discutiremos os tipos de medição existentes, apresentaremos os medidores inteligentes (Smart Meters) e exploraremos a possibilidade de utilizar medições fasoriais em redes de distribuição.

Como discutido em seções anteriores, um dos grandes desafios para implementar a automação dos sistemas de distribuição está relacionado à observabilidade da rede (MONTICELLI, 1999). O termo "observabilidade" é frequentemente usado no contexto dos sistemas de gerenciamento da transmissão, especialmente no que diz respeito à estimação de estado. Os sistemas de gerenciamento da transmissão utilizam um estimador de estado que, como o próprio nome sugere, é responsável por usar os dados de medição em tempo real disponíveis da rede para estimar o estado mais provável da rede (magnitudes de tensão e ângulo). Com o valor do estado da rede, é possível avaliar seu estado operativo e tomar as ações restaurativas necessárias. Para isso, no entanto, é essencial garantir a observabilidade mínima da rede, o que, em termos de estimação de estado, significa que deve haver um conjunto mínimo de medições que permita o cálculo das variáveis de estado usando a metodologia de estimação de estado escolhida.

Além de garantir a observabilidade da rede, é igualmente importante assegurar uma certa redundância no conjunto de medições. Isso é necessário para processar erros grosseiros de medição, eliminando medições que possam introduzir erros significativos no estado estimado e, frequentemente, buscando restaurar a observabilidade da rede por meio de pseudomedidas quando necessário.

Como se pode perceber, o termo "observabilidade da rede" está diretamente relacionado à quantidade e à distribuição de medidores e monitores ao longo da rede. Quando tratamos de sistemas de transmissão, temos uma certa segurança em lidar com a observabilidade, pois a disponibilidade e a redundância no conjunto de medidas (principalmente devido aos dispositivos de proteção eletrônicos presentes) são bastante comuns. No entanto, ao abordar a observabilidade nos sistemas de distribuição de energia elétrica, a situação se complica devido à baixa disponibilidade e redundância no conjunto de medidas.

Na maioria das redes de distribuição, os medidores estão garantidos apenas no nível das subestações de distribuição, e na maior parte da rede não há medidores ou os medidores presentes em certos pontos (normalmente associados a relés de proteção) não comunicam a informação. Esses dados são utilizados apenas localmente para funções específicas associadas ao medidor, como a proteção de sobrecorrente, por exemplo.

Portanto, a criação de uma base para a automação da distribuição também requer a preparação de uma infraestrutura para o monitoramento em tempo real do sistema de distribuição. Atualmente, um tema muito discutido no contexto da automação dos sistemas de distribuição é a implementação de estimadores de estado, similarmente aos sistemas de transmissão de energia, para determinar o estado mais provável da rede e executar ações automáticas nas funções dos sistemas de gerenciamento da distribuição.

No entanto, isso não é uma tarefa simples, pois além da ausência de redundância no conjunto de medições, as medições disponíveis na rede são escassas, não são em tempo real e dependem de um grande número de pseudomedidas, que introduzem significativas incertezas no estado estimado.

Na prática, dentro do conceito de automação da distribuição existem dois termos que são normalmente utilizados: os Sistemas de Gerenciamento da Distribuição (DMS) e o Sistema de automação da Distribuição (DA) (NORTHCOTE-GREEN; WILSON, 2007).

O Sistema de Gerenciamento da Distribuição foca em um centro de controle, geralmente implementado em uma sala de controle, que oferece ao operador uma visão geral da operação da rede. Nesse centro de controle, as ações de controle remoto e controle local (ou mesmo manual) são monitoradas por meio de uma interface homem-máquina (HMI). O conceito de Sistema de Automação da Distribuição se encaixa como um subgrupo do Sistema de Gerenciamento da Distribuição, pois envolve os equipamentos instalados ao longo da rede, operados local ou remotamente, e que podem ou não comunicar informações ao centro de controle.

Dessa forma, o sistema de automação da distribuição está basicamente relacionado à formação da infraestrutura de equipamentos e de comunicação, enquanto o sistema de gerenciamento da distribuição está mais diretamente ligado ao gerenciamento das informações provenientes dos dispositivos, à formação de um banco de dados e ao gerenciamento do acesso à infraestrutura de TI. Isso é necessário para garantir a comunicação com os dispositivos e a realização adequada das funções de distribuição, seja de maneira local ou remota.

Embora o controle local faça parte das fases de implementação do sistema de automação da distribuição, é inegável que, para alcançar uma implementação totalmente automática das funções de distribuição, o desenvolvimento de um sistema de gerenciamento da distribuição é essencial. No entanto, é necessário que a infraestrutura de medições e comunicação esteja bem consolidada e seja capaz de se adaptar aos mais diversos tipos de medições.

O controle automatizado dos sistemas elétricos de potência deve prever uma centralização onde toda a coordenação da estratégia operacional da rede seja conduzida. Mesmo com a automação local de alguns dispositivos, os resultados dessas operações locais devem ser comunicados a um centro de controle. Dessa forma, as demais decisões serão tomadas com base no conhecimento do estado de operação da rede e todos os detalhes topológicos da mesma.

Quando falamos sobre a tomada de decisão no controle de sistemas elétricos de potência, é essencial categorizar os estados operativos desses sistemas. A operação desses sistemas requer um equilíbrio entre os requisitos de segurança, economia e qualidade, ao mesmo tempo em que se entrega a energia elétrica das fontes de geração para atender às demandas de carga no consumo (NORTHCOTE-GREEN; WILSON, 2007).

Para entender como a automação dos sistemas de distribuição deve ser implementada, podemos nos referir à operação dos sistemas de transmissão, onde existem vantagens econômicas em monitorar todos os pontos de entrada e saída dos fluxos de potência. Nesse contexto, o Sistema Supervisório de Aquisição de Dados, também conhecido como SCADA, monitora a rede em tempo real e, juntamente com o avanço das tecnologias computacionais, permite que as ações de controle e a tomada de decisão sejam implementadas. Nesse tipo de operação, as funcionalidades de controle podem ser divididas em três grupos, conforme a seguir (NORTHCOTE-GREEN; WILSON, 2007):

• Operação instantânea: Envolve o monitoramento em tempo real das demandas de carga do sistema, despacho de geração, fluxos de carga e níveis de tensão nas barras. Os valores monitorados dessas variáveis são constantemente comparados com os limites operacionais estabelecidos por regulamentos e normas. Qualquer desvio desses limites deve ser corrigido com ações imediatas para retornar à operação normal do sistema. É crucial conhecer as situações em que o sistema pode ultrapassar esses limites para entrar em estado de alerta ou emergência, permitindo que as ações necessárias e apropriadas sejam tomadas de forma eficaz.

Como estados operativos de um sistema elétrico de potência podemos tomar por referência os estados conforme ilustrados na Figura 4.5. Em uma operação instantânea, o operador deve tomar as ações necessárias para que o sistema sempre volte para a operação normal. Estes quatro estados têm relação direta com algum evento ocorrido no sistema, de forma que este saia de sua operação normal, que corresponde ao atendimento dos limites de geração e carga, fluxos de potência e níveis de tensão. Se o sistema entra em modo de emergência, significa um colapso resultante da operação em cascata dos equipamentos de proteção, retirando do sistema uma significativa quantidade de geração ou de linhas de transmissão, impedindo o atendimento dos requisitos. No estado de alerta, é indicado que algum evento ocorreu, mas que existe a possibilidade de tomada de ações para retornar o sistema ao estado normal de operação. Entretanto, alguns eventos podem passar muito rapidamente por este estágio, não permitindo o tempo hábil para que a operação retorne ao estado normal, entrando assim em estado de emergência. A partir do estado de emergência, as ações restaurativas devem ser tomadas de forma que o sistema possa então retornar à condição normal de operação.

• Planejamento da operação: Compreende os planejamentos de curto e longo prazo. O planejamento de curto prazo envolve ações que precisam ser realizadas em algumas horas, enquanto o planejamento de longo prazo abrange ações previstas para alguns meses. Um dos fatores cruciais para esse tipo de planejamento está relacionado às previsões de carga. Nos sistemas de distribuição, a estimativa de previsão de carga, especialmente nos cenários atuais de geração distribuída e recursos distribuídos, é desafiadora. Isso exige um maior monitoramento, não apenas nas subestações de distribuição, mas também ao longo dos alimentadores e nos pontos de consumo.

• Reporte da operação: O reporte da operação reflete a necessidade de manter um banco de dados com informações sobre a performance estatística da operação do sistema, dados sobre distúrbios e falhas, níveis de carregamento, entre outros aspectos relevantes para as fases de planejamento e outras funções. Por exemplo, análises realizadas com dados de um distúrbio passado podem ser extremamente úteis para prever novos distúrbios e, assim, tomar as ações necessárias quando ocorrerem. Além disso, a comunicação dos índices de qualidade das concessionárias para os órgãos regulatórios é uma exigência legal que deve ser cumprida.

Como pode ser observado, as funcionalidades de controle divididas nesses três grupos só podem ser implementadas em sistemas de distribuição se houver disponibilidade adequada de medição, não apenas no nível da subestação, mas também ao longo dos alimentadores e nos pontos de consumo. Devido à natureza passiva dos sistemas de distribuição, o monitoramento capaz de manter a gravação dos dados para uso posterior, ou mesmo dispositivos que comuniquem os dados de medição para serem utilizados pelas concessionárias, é escasso e geralmente se limita ao nível da subestação.

No entanto, no atual cenário dos sistemas de distribuição de energia, algumas alternativas às medições convencionais estão sendo estudadas e implementadas para o desenvolvimento de aplicações automáticas para os sistemas de distribuição. Dois tipos de medidores que podem ser de grande valia para realizar a automação dos sistemas de distribuição são os medidores eletrônicos inteligentes (Smart Meters) e a possibilidade de implementação de medidores fasoriais (micro-PMUs) ao longo da distribuição. A seguir, faremos uma breve abordagem sobre essas iniciativas.

Um dos principais dispositivos para consolidar uma infraestrutura de medição inteligente (AMI e AMR) são os medidores eletrônicos. Esses medidores são utilizados principalmente para a medição e faturamento de energia, mas possuem tecnologia que permite a comunicação e o uso de dados, o que pode ser aproveitado pelas concessionárias de energia para implementar ações de controle. O uso de medidores inteligentes é amplamente disseminado ao redor do mundo, sendo a base para a promoção do gerenciamento de energia com tarifas diferenciadas. Por exemplo, no Reino Unido, é possível utilizar um medidor que permite tarifar diferentemente os períodos diurnos e noturnos, atribuindo uma tarifa de energia menor para o período noturno e maior para o período diurno. Essa dupla tarifa incentiva o uso de energia elétrica em períodos de baixo consumo, aliviando a demanda nos períodos de pico.

No Brasil, de acordo com a ANEEL, o uso da tecnologia de medidores inteligentes ainda é limitado, com a maioria dos medidores, especialmente os residenciais, sendo ainda eletromecânicos. No entanto, essa nova tecnologia está sendo cada vez mais adotada e substituindo os antigos medidores à medida que o custo dos equipamentos eletrônicos se torna menor que o dos eletromecânicos (LEITE et al., 2012). Com a adição de novas funcionalidades, que estão sendo progressivamente integradas a esses medidores, a convergência para um monitoramento que permite o uso da informação para implementar funcionalidades de controle e automação dos sistemas de distribuição está se tornando uma realidade cada vez mais próxima.

A tecnologia de sincronofasores foi desenvolvida especificamente para o monitoramento em tempo real dos sistemas de transmissão de energia elétrica. Esses dispositivos, também conhecidos como medidores PMUs (Phasor Metering Unit), utilizam o sistema GPS como referência para medir fasores de tensão e corrente com extrema precisão, permitindo avaliar a estabilidade dos sistemas de transmissão. Com o aumento das incertezas decorrentes da geração distribuída e dos recursos distribuídos ao longo dos sistemas de distribuição, é esperado que problemas de instabilidade também possam ocorrer nessas redes. Isso levou ao desenvolvimento de PMUs dedicados aos sistemas de distribuição, conhecidos como micro-PMUs (von Meier, A., et al., 2015).

Os micro-PMUs são capazes de armazenar, analisar e comunicar medições fasoriais de tensão e corrente com a alta precisão necessária para as funcionalidades de controle automático dos sistemas de distribuição. Eles podem contribuir significativamente para a implementação de estimadores de estado nessas redes. Esses dispositivos podem medir fasores com uma precisão de cerca de 0,05% para as amplitudes e um desvio padrão de 0,01 graus para os ângulos dos fasores.

Um dos parâmetros importantes para a análise da precisão dos fasores é o TVE (Total Vector Error), ou erro total do vetor. Esse índice indica um raio no qual o posicionamento da ponta do vetor referente ao fasor medido pode se localizar no plano complexo. Para as micro-PMUs desenvolvidas de acordo com o projeto PQube, o valor do TVE é de 0,05% com uma alta taxa de amostragem (VON MEIER et al., 2015). Essa precisão pode ser utilizada para melhorar as funcionalidades do sistema de gerenciamento da distribuição (ARGHANDEH, 2015; CHEN, 2015).

Portanto, nesta seção, estudamos as bases para um sistema de monitoramento em tempo real, os tipos de medição encontrados nos sistemas de distribuição, os medidores inteligentes (Smart Meters) e as medições fasoriais em redes de distribuição.

Podemos, então, retomar a situação em que uma concessionária de energia deseja implementar um sistema de gerenciamento da distribuição e, para isso, está disposta a instalar medidores em alguns pontos da rede e investir em tecnologia de comunicação para viabilizar o projeto. Sua tarefa neste projeto é fornecer uma consultoria indicando possíveis soluções para viabilizar a transmissão de informações e permitir a controlabilidade em tempo real da rede. Na sua consultoria, você deve apresentar um relatório completo, contemplando as principais possibilidades para a modernização do sistema de medição na distribuição.

Inicialmente, é importante justificar a necessidade de aprimorar as bases para a implementação de um sistema de monitoramento da distribuição. Pode-se retomar como a supervisão e controle dos sistemas de transmissão é feita, dividindo as funções em três grupos principais, conforme vimos:

• Operação instantânea: Envolve o monitoramento em tempo real das demandas de carga do sistema, despacho de geração, fluxos de carga e níveis de tensão nas barras. Esses parâmetros são comparados com os limites operacionais estabelecidos por regulamentos e normas, e ações necessárias e apropriadas são tomadas se o sistema sair do estado normal de operação.

• Planejamento da operação: Compreende os planejamentos de curto prazo (algumas horas) e longo prazo (alguns meses). Está relacionado às previsões de carga e exige um monitoramento mais abrangente, não apenas nas subestações de distribuição, mas também ao longo dos alimentadores e nos pontos de consumo.

• Reporte da operação: Reflete a necessidade de manter um banco de dados com informações sobre a performance operacional do sistema, dados sobre distúrbios e falhas, níveis de carregamento, entre outros aspectos relevantes para as fases de planejamento e outras funções. Análises realizadas com dados de distúrbios passados podem ser úteis para prever novos distúrbios e tomar ações preventivas.

Assim, a implementação da operação instantânea, do planejamento da operação e do reporte da operação só pode ser efetiva se o nível de observabilidade da rede for aumentado por meio de medidores e uma infraestrutura de comunicação que permita transmitir os dados adequadamente ao sistema de gerenciamento da distribuição. Algumas formas de alcançar isso incluem o uso de medidores inteligentes, os chamados smart meters, e também a utilização de medidores fasoriais específicos para sistemas de distribuição, a fim de ampliar a quantidade de informações em tempo real e auxiliar no controle de estabilidade dessas redes.

Apresentando essa análise no seu relatório, a sua tarefa estará concluída com sucesso!

Análise de Perturbações do Tipo N-1 em Sistemas de Gerenciamento da Distribuição:

Descrição da situação-problema:

Imagine que você presta consultoria sobre automação de sistemas elétricos de potência e está auxiliando uma concessionária a implementar um sistema de análise de redes de distribuição. Neste trabalho, a concessionária de energia solicitou uma funcionalidade a mais no software de análise no qual você está trabalhando. O cliente solicitou que fosse inclusa a funcionalidade de análise de contingências N-1 para qualquer rede genérica de distribuição que fosse modelada na entrada de dados do software, incluindo como retorno uma lista de piores contingencias para priorização de ações. Levando esta solicitação em consideração, como você incluiria esta funcionalidade? Como faria para determinar uma lista que mostrasse as piores contingências?

Resolução da situação-problema:

A solicitação do cliente é uma demanda comum na maioria dos analisadores de rede disponíveis no mercado para sistemas de transmissão de energia. Para auxiliar nesta tarefa, é importante entender como essa funcionalidade é implementada nesses tipos de analisadores. Esses analisadores possuem a capacidade de realizar análises de contingências N-1, que se referem à operação da rede quando um equipamento é desligado, como uma linha de transmissão desconectada ou um gerador fora de operação.

A ideia dessa análise é modelar a rede em um ambiente de estudo sem um dos equipamentos e, posteriormente, determinar o estado operativo da rede. Para isso, uma ferramenta de cálculo de fluxo de carga é essencial. No entanto, para avaliar como a retirada de um equipamento pode afetar a rede como um todo, apenas a simulação de fluxo de carga não é suficiente. Para cada simulação realizada, é necessário também analisar o comportamento da rede, o funcionamento do sistema de proteção e identificar quais medidas são críticas para cada uma das contingências.

Além disso, é fundamental avaliar o limite térmico das linhas. Por exemplo, quando uma linha de transmissão é retirada de operação, o fluxo de potência adicional em outras linhas pode exceder seus limites térmicos. Em sistemas de distribuição, a retirada de uma linha de operação pode causar a interrupção do fornecimento em toda uma região atendida pela concessionária, já que a maioria das redes de distribuição tem uma topologia radial.

Uma forma de categorizar as piores contingências é identificar aquelas que violam tanto a estabilidade de tensão quanto os limites térmicos das linhas, de maneira quantificada. Contingências que resultam na retirada de uma grande parte da rede de operação podem ser consideradas como as mais críticas.

Implementando essa funcionalidade junto ao seu cliente, você garantirá uma solução completa e eficaz para a análise e gerenciamento de contingências na rede de distribuição. Com essa abordagem, a tarefa será concluída com sucesso.

Nesta seção, exploraremos mais detalhadamente o Sistema de Gerenciamento da Distribuição, que funciona como um centro de controle para a distribuição de energia. Discutiremos algumas das aplicações que podem ser implementadas e automatizadas para melhorar a operação da rede em um ambiente com geradores distribuídos e recursos distribuídos. Focaremos nas funções básicas de um sistema de gerenciamento da distribuição, como controle de eventos e falhas, controle Volt/Var e controle de tensão em redes de distribuição.

Para contextualizar nosso estudo, imagine que uma concessionária de distribuição de energia deseja controlar a tensão na rede de distribuição sob sua responsabilidade. Esta concessionária contratou seus serviços de consultoria para determinar onde posicionar os equipamentos disponíveis, como reguladores de tensão e bancos de capacitores, para otimizar o ajuste das tensões no alimentador. O objetivo é que esses dispositivos sejam controlados remotamente a partir de um centro de operação do sistema de distribuição.

Sua tarefa é identificar qual tipo de aplicação deve ser implementada no centro de operação para realizar essa tarefa. Que tipo de aplicação de distribuição realiza o controle de tensão ao longo do alimentador? É possível utilizar esses dois dispositivos em conjunto para essa finalidade?

Ao longo desta seção, você obterá os conhecimentos necessários para realizar sua tarefa com sucesso. No entanto, será necessário dedicação e empenho para entender esses novos conceitos, que certamente serão um diferencial para sua carreira. Bons estudos!

Nas seções anteriores, discutimos a importância de definir claramente as bases de monitoramento e a infraestrutura de comunicação para a implementação de um Sistema de Gerenciamento da Distribuição (DMS). Em outras palavras, é essencial consolidar um sistema SCADA que facilite o processamento das informações e a implementação das funções do DMS.

Em termos gerais, um sistema SCADA moderno deve incluir as seguintes aplicações:

• Aquisição de dados
• Monitoramento e processamento de eventos
• Controle
• Armazenamento e análise de dados
• Aplicações de suporte à tomada de decisões
• Geração de relatórios

No que se refere ao DMS, as aplicações de suporte à tomada de decisões englobam diversas funcionalidades que asseguram a operação confiável do sistema e o fornecimento de energia dentro dos padrões de qualidade exigidos. Isso implica em minimizar a ocorrência e a duração de eventos indesejáveis, bem como em manter os níveis de tensão e frequência da rede dentro dos limites aceitáveis.

Para fornecer o suporte necessário às decisões nas atividades de operação e manutenção, as soluções do DMS devem incluir recursos para visualização da rede, ferramentas para análise e remediação de ações, ferramentas de planejamento, esquemas de proteção, entre outras subfunções que detalharemos a seguir.

As redes de distribuição geralmente cobrem uma área muito extensa, distribuindo energia para diferentes consumidores em variados níveis de tensão. Portanto, é desejável que haja uma interface amigável e georreferenciada para o operador, permitindo a localização das fontes de energia (subestações e geração distribuída, quando aplicável) e das cargas na rede. Essa tarefa pode ser complexa e as funcionalidades presentes nos sistemas SCADA não atendem completamente aos requisitos operacionais (Northcote-Green; Wilson, 2007).

A análise de conectividade é uma funcionalidade específica para operadores que facilita a identificação e localização de partes ou elementos específicos da rede. Ela realiza a análise necessária e mostra a alimentação para vários pontos de carga. Com base no status de todas as chaves e dispositivos que afetam a topologia da rede, a topologia atual é determinada. Essa funcionalidade também ajuda o operador a entender o estado operativo da rede de distribuição, indicando se a rede é radial ou malhada, ou se há paralelismos.

Uma das atividades realizadas na manutenção dos equipamentos e da rede de distribuição como um todo diz respeito ao chaveamento adequado de forma a isolar a parte da rede que deve passar pela manutenção. Os sistemas de gerenciamento da distribuição devem dar suporte a esta ação, de forma a validar as programações de chaveamento utilizando o modelo da rede. A programação dos chaveamentos pode combinar operações de chaveamentos remotos e manuais (on-site). Quando a parte da rede que deve passar por manutenção estiver totalmente segura, o sistema emite uma permissão para iniciar o trabalho e, ao final do trabalho de manutenção, facilita a restauração do arranjo normal de operação, chaveando novamente os componentes de forma segura. O modelo de conectividade da rede e os diagramas associados a este modelo devem sempre ser mantidos atualizados.

O estimador de estado é uma parte essencial dos sistemas de monitoramento e controle para os sistemas de transmissão. Esta ferramenta tem o objetivo de obter um estado confiável das tensões complexas do sistema, baseado nas informações de medidas disponíveis na rede. Os dados do estimador de estado são utilizados pelos centros de controle e servidores de banco de dados ao longo da rede. As variáveis de interesse incluem indicadores de parâmetros como os limites de operação, a integridade dos equipamentos e a necessidade de intervenção do operador na operação da rede.

Os estimadores de estado permitem o cálculo dessas variáveis de interesse com alta confiabilidade, mesmo quando as medidas disponíveis na rede podem conter erros ou serem perdidas. No entanto, para que as medidas contribuam eficazmente para a estimação de estado, é desejável que sejam sincronizadas em tempo real. Os algoritmos também consideram a presença de medidas espúrias. Em um sistema elétrico típico, o estado é quase estático, de modo que as constantes de tempo são suficientemente rápidas para que as dinâmicas do sistema não interfiram no uso do resultado final. Assim, o estimador de estado calcula o estado em momentos pré-determinados em sequência, e os resultados podem ser utilizados por outras ferramentas do DMS, como análise de fluxo de carga, análise de contingência e outras aplicações.

Um grande desafio para a utilização da estimação de estado na distribuição é a redundância no conjunto de medidas, o que requer um maior número de pseudomedidas e, consequentemente, limita a aplicação em funções de tempo real. Além disso, há outros desafios, como encontrar a melhor alternativa entre os métodos de solução que poderiam ser aplicados em sistemas de distribuição.

Quando comparamos os sistemas de transmissão com os sistemas de distribuição, perceberemos claras diferenças que impedem que os métodos comumente utilizados de estimação de estado na transmissão possam ser utilizados em sistemas de distribuição. Por exemplo, a relação XR das linhas de transmissão são geralmente altas, o que permite o uso de métodos desacoplados rápidos. Em sistemas de distribuição, as relações são menores e influenciam no resultado final. Além disso, em sistemas de transmissão, tem-se linhas equilibradas de forma que os métodos podem utilizar apenas o modelo unifilar (sequência positiva) da rede, mas, em sistemas de distribuição, o desbalanço de cargas e parâmetros requer que os modelos dos componentes da rede sejam trifásicos.

O estudo do fluxo de carga é uma ferramenta crucial de análise numérica aplicada aos sistemas de energia. Ele utiliza notações simplificadas, como o diagrama unifilar, e se concentra em várias formas de potência AC, em vez de tensões e correntes. Esse estudo analisa os sistemas de potência em regime permanente de operação, com o objetivo de determinar os valores de tensão e ângulo nas barras, além dos fluxos de potência nos ramos, com base nas potências ativas e reativas em cada barra do sistema, sejam elas provenientes de cargas ou geradores.

Como se trata de um problema não linear, são necessários métodos numéricos adequados para obter a solução dentro de uma tolerância aceitável. Os modelos das cargas precisam ser calculados automaticamente para corresponder aos valores medidos ou estimados. Para isso, é essencial definir o tipo de consumidor, os perfis de carga e outras informações relevantes para distribuir a carga em cada transformador de distribuição e ao longo dos alimentadores. Esse tipo de estudo é fundamental tanto para o planejamento da expansão futura da rede quanto para determinar a melhor operação para um sistema existente (Northcote-Green, J.; Wilson, R., 2007).

O controle Volt-VAR refere-se ao processo de gerenciamento dos níveis de tensão e potência reativa ao longo do alimentador de distribuição. Esses parâmetros são controlados devido à relação entre o fluxo de potência reativa nas linhas e as quedas de tensão nelas. Equipamentos que injetam potência reativa na rede podem ser ajustados para minimizar essas quedas de tensão, complementando os dispositivos existentes que regulam os níveis de tensão no alimentador, como os reguladores de tensão (Northcote-Green; Wilson, 2007).

Existem três principais métodos para gerenciar a rede de distribuição. Um deles, já mencionado, é o regulador de tensão. Os outros dois são os transformadores com comutadores de tap em carga (LTCs) e os bancos de capacitores. Os reguladores de tensão e os LTCs são basicamente transformadores que ajustam o tap para regular a tensão em seu secundário. Os bancos de capacitores injetam potência reativa na rede, sendo o principal meio pelo qual o controle Volt-VAR é efetivamente realizado. Quando conectados à rede e entregando potência reativa de forma controlada, podem elevar ou reduzir o perfil de tensão. Com a adição de fontes de geração distribuída e inversores, outras formas de injeção controlada de potência reativa se tornam possíveis, ajudando a mitigar sub e sobretensões. Além disso, a injeção de potência reativa equilibra a corrente reativa demandada pelas cargas, minimizando os efeitos de perdas Joule nos equipamentos de distribuição.

Nos sistemas de distribuição, o corte de carga pode ocorrer devido a instabilidades ou condições imprevistas, decorrentes de características inerentes ao sistema, como múltiplos pontos de injeção de carga e demanda flutuante. As instabilidades normalmente surgem devido a oscilações causadas por faltas e falhas nos esquemas de proteção. Um esquema de corte de cargas e restauração é essencial quando o sistema passa de uma operação normal para um estado de emergência.

A automação do esquema de corte de cargas inclui a detecção de condições-limite em que a rede de distribuição precisa executar um conjunto de ações, como abrir ou fechar chaves de alimentadores não críticos, reconfigurar a rede ou ajustar os taps dos transformadores. Em sistemas de distribuição grandes e complexos, as ações de emergência tomadas podem reduzir a propagação de distúrbios ou as consequências indesejáveis em outras partes da rede. Se o esquema não for automatizado, o operador deve ter todas as informações necessárias para realizar a intervenção manualmente. Isso é crucial porque, se as ações adequadas não forem tomadas imediatamente, o efeito em cascata dos eventos pode resultar em consequências mais graves.

No caso de um sistema automatizado, o DMS prevê um módulo de aplicação para corte de cargas e restauração em situações de emergência, conforme o controle requerido pela concessionária. A aplicação deve abranger várias atividades, como corte de carga em subfrequência, corte de carga baseado em violações de limites e períodos do dia, que geralmente são realizadas pelo operador (Northcote-Green; Wilson, 2007).

A confiabilidade e a qualidade do fornecimento de energia são parâmetros essenciais que devem ser garantidos pela concessionária. Portanto, é crucial minimizar a duração das interrupções para cumprir os índices de qualidade exigidos. Nesse contexto, um esquema automatizado de gerenciamento de faltas é extremamente importante. Os dois requisitos mínimos para esse sistema são: gerenciamento de chaveamentos e um plano de reconfiguração.

O DMS recebe informações de falhas do SCADA, processa esses dados para identificar a falha e executa a aplicação para abertura de chaves. Os resultados são convertidos em um plano de ação que inclui o chaveamento ON-OFF dos disjuntores e seccionalizadores. Os planos de ação devem ser inicialmente verificados em um modo de estudo, que deve ser fornecido pela funcionalidade do sistema. Dependendo da configuração, o gerenciamento pode ser manual ou automático.

O balanço de carga por meio da reconfiguração do alimentador é uma aplicação essencial para concessionárias que possuem múltiplos alimentadores atendendo a áreas muito congestionadas. Para equilibrar as cargas na rede, o operador redireciona cargas para outras partes da rede. Um esquema de gerenciamento de cargas no alimentador é necessário para coordenar a entrega de energia no sistema de distribuição, identificando áreas de interesse onde o operador deve concentrar sua atenção de forma eficiente. Isso permite a correção mais rápida de problemas existentes e a prevenção de problemas futuros, resultando em maior confiabilidade e melhor desempenho da rede.

A reconfiguração do alimentador também pode ser utilizada para reduzir perdas, uma vez que os alimentadores têm restrições operacionais e, quando operam perto do limite de capacidade, apresentam maiores perdas. A reconfiguração auxilia no alívio do fluxo de carga, tornando a operação mais eficiente. O DMS pode utilizar o gerenciamento de chaveamento para realizar essa tarefa, em conjunto com os estudos fornecidos por um fluxo de carga ótimo.

A previsão de cargas em sistemas de distribuição oferece uma interface estruturada para criar, gerenciar e analisar previsões de carga. Modelos precisos de previsão de cargas são essenciais para a operação e planejamento de uma concessionária, auxiliando na tomada de decisões importantes, como a necessidade de comprar energia elétrica de outras empresas, realizar o chaveamento e a reconfiguração da rede, além de planejar o desenvolvimento e investimentos futuros na infraestrutura.

A previsão de carga é classificada conforme diferentes durações de planejamento. O planejamento de curto prazo abrange a previsão de carga para um período de um dia. O planejamento de médio prazo considera um horizonte de um dia a um ano. Já o planejamento de longo prazo se baseia em um horizonte de um a dez anos. Para estimar a carga com precisão em um ano, diversos fatores devem ser considerados, como clima, radiação solar, população, renda per capita dos consumidores residenciais, entre outros.

Diversos modelos preditivos têm sido explorados e desenvolvidos, incluindo regressão múltipla, mínimos quadrados ponderados, métodos adaptativos, métodos estocásticos em séries temporais, lógicas fuzzy e redes neurais, entre outros.

A previsão de cargas em sistemas de distribuição agrega dados e oferece capacidade de previsão configurada para atender aos requisitos atuais, além de adaptar a concessionária para atender requisitos futuros, garantindo a capacidade de produzir estimativas precisas de carga.

O IEC 61968 é um padrão sendo desenvolvido em um dos grupos de trabalho do comitê técnico 57 do IEC e define os padrões de troca de informações entre as aplicações dos sistemas de distribuição. O objetivo é de dar suporte à integração das interaplicações da concessionária, que precisa coletar os dados em diferentes aplicações que podem ser tidas como novas ou legadas. Para saber mais sobre este assunto, sugerimos a leitura a seguir:

INTERNATIONAL STANDARD. IEC 61968-3. International Electrotechnical Commission. Application integration at electric utilities - System interfaces for distribution management - Part 3: Interface for network operations. 2004-03.

Assim, nesta seção estudamos Funções básicas de um sistema de gerenciamento da distribuição, Controle de eventos e faltas Controle Volt/Var e Controle de tensão em redes de distribuição.

Podemos agora retomar a situação em que a concessionária deseja controlar a tensão na rede de distribuição sob sua responsabilidade. Você foi contratado para prestar serviços de consultoria sobre a alocação dos equipamentos disponíveis para realizar o melhor ajuste das tensões no alimentador. A empresa dispõe de reguladores de tensão e bancos de capacitores, e o objetivo é que esses dispositivos sejam controlados remotamente a partir de um centro de operação do sistema de distribuição. Sua tarefa é indicar o tipo de aplicação que deve ser implementada no centro de operação para realizar essa tarefa.

Com base nas informações fornecidas, podemos concluir que a empresa deseja implementar um controle Volt-VAR de forma remota utilizando um Sistema de Gerenciamento da Distribuição (DMS).

O controle Volt-VAR gerencia os níveis de tensão e potência reativa ao longo do alimentador de distribuição, uma vez que existe uma relação entre o fluxo de potência reativa no alimentador e as quedas de tensão. Para gerenciar essas variáveis na rede de distribuição, uma das abordagens é utilizar reguladores de tensão. Outras duas formas incluem o uso de transformadores LTC (Load Tap Changers) e bancos de capacitores. Os bancos de capacitores, especificamente, são equipamentos que injetam potência reativa na rede e podem ser controlados para minimizar as quedas de tensão, além dos equipamentos já existentes que controlam os níveis de tensão no alimentador. Os reguladores de tensão e os LTCs são basicamente transformadores que ajustam o tap para regular a tensão em seu secundário.

Como os bancos de capacitores podem injetar potência reativa na rede, esses equipamentos podem ser usados para o controle Volt-VAR no sistema de distribuição. Quando conectados à rede e entregando potência reativa de forma controlada, eles podem elevar ou reduzir o perfil de tensão. Além disso, utilizando de forma controlada as fontes de geração distribuída com inversores, é possível realizar injeções controladas de potência reativa, ajudando a mitigar sub e sobretensões. Adicionalmente, a injeção de potência reativa é benéfica para equilibrar a corrente reativa demandada pelas cargas, minimizando os efeitos Joule nos equipamentos de distribuição.

Para implementar o esquema de controle Volt-VAR conforme exigido pela concessionária, sugiro os seguintes passos para identificar o problema e implementar o sistema:

1. Identificar os Equipamentos Disponíveis: Verificar quais e quantos equipamentos controláveis remotamente a empresa possui, incluindo reguladores de tensão, LTCs (Load Tap Changers) e bancos de capacitores.

2. Verificar a Infraestrutura de Comunicação: Avaliar a infraestrutura de comunicação disponível para monitorar e controlar esses equipamentos. Caso a empresa não possua uma infraestrutura adequada, será necessário investir nessa área.

3. Identificar Outros Equipamentos Reativos: Verificar se a empresa possui outros equipamentos instalados ou disponíveis que possam injetar potência reativa na rede.

4. Estudo de Otimização: Realizar um estudo de otimização para determinar a alocação ideal dos equipamentos ao longo da rede.

5. Implementação do Sistema de Controle: Desenvolver e implementar um sistema de controle otimizado utilizando os dados recebidos dos equipamentos, integrando-o ao sistema SCADA ou a um sistema equivalente.

Ao seguir esses passos e apresentar um plano de ação detalhado para a concessionária, você demonstrará o conhecimento necessário para realizar os trabalhos exigidos, garantindo o sucesso da sua tarefa.

Utilização de Funções da Distribuição para Tomadas de Decisão Sobre Compra de Energia:

Descrição da situação-problema:

Uma concessionária de distribuição deseja rever o planejamento de compra de energia para os próximos meses. Para isso, ela deseja implementar um sistema de gerenciamento da distribuição que contemple as principais funções para tomadas de decisão em planejamentos futuros. Como você é um profissional que presta serviços nesta área, a empresa solicitou uma proposta de um sistema de gerenciamento da distribuição, indicando quais as aplicações que devem ser essenciais. Como você ajudaria a empresa a implementar este sistema de gerenciamento? Que tipo de informações são necessárias inicialmente? Quais as funções que poderiam ajudar a concessionária no planejamento de curto e médio prazo?

Resolução da situação-problema:

Para implementar um Sistema de Gerenciamento da Distribuição (DMS), é fundamental que as bases de monitoramento e a infraestrutura de comunicação estejam bem definidas. Isso envolve a consolidação de um sistema SCADA que permita o processamento das informações e a implementação das funções do DMS. Após essa etapa, será possível implementar funcionalidades de análise do sistema de distribuição, bem como funções que envolvem o controle da rede.

No contexto do DMS, as aplicações de suporte à tomada de decisões incluem diversas funcionalidades que garantem a operação confiável do sistema e o fornecimento de energia dentro dos padrões de qualidade exigidos.

As soluções do DMS devem oferecer suporte à visualização da rede, assim como ferramentas para visualização, aplicações para ações analíticas e de remediação, ferramentas de planejamento, esquemas de proteção, entre outras subfunções.

Algumas das principais funções para automação da distribuição são as seguintes:

• Análise de conectividade da rede
• Segurança para manutenção
• Estimador de estado
• Aplicações de fluxo de carga
• Controle Volt-VAR
• Aplicações de corte de carga
• Gerenciamento de faltas e restauração do sistema
• Balanço de carga via reconfiguração de rede

É importante que a implementação dessas funcionalidades seja definida de acordo com as necessidades de análise da concessionária, buscando otimizar o investimento em uma relação custo-benefício adequada.

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