PROTEÇÃO BÁSICA SEP SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA ENTEC MINI CURSO ⇒ INTRODUÇÃO a SISTEMA DE AUTOMAÇÃO EM SUBESTAÇÃO Prof. Eng. LÉCIO GONÇALVES DE MATOS 1 OBJETIVO SAS Mostrar que, diante dos conhecimentos atuais sobre as formas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, é necessário conhecer as normas e os Critérios de Projeto, das Subestações com Automação, conforme IEC 61850. 3 PROGRAMA ISAS (7) A Subestação SAS – Sistema de Automação de Subestação COS – Centro de Operação de Sistemas COMPOSIÇÃO SEP Comunicação IEDs IEC – 61850 Smart Grids 4 ETIMOLOGIA VO SUBESTAÇÃO ELÉTRICA Subestação é o segmento de um sistema elétrico de potência (SEP), responsável pela interconexão entre : Usinas de geração de energia elétrica (05) Linha(s) de transmissão e redes de distribuição, Transformadores, disjuntores, seccionadores, TIs, indutores, capacitores e... Pontos de utilização, localizada em uma área territorial pré-determinada e composta por um conjunto de instalações e equipamentos com funções específicas, que... São concebidas de forma a proporcionar a utilização da energia elétrica com a máxima confiabilidade e segurança. 5 ETIMOLOGIA CLASSIFICAÇÃO : Quanto à FUNÇÃO (05); Quanto ao NÍVEL DE TENSÃO (03); Quanto ao TIPO DE INSTALAÇÃO (02); Quanto à forma de operação (03). 6 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 1) SUBESTAÇÃO ELEVADORA 2) SUBESTAÇÃO ABAIXADORA 3) SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO 4) SUBESTAÇÃO DE MANOBRAS 5) SUBESTAÇÃO CONVERSORA 7 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 1) SUBESTAÇÕES ELEVADORAS - at 8 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 1) SUBESTAÇÕES ELEVADORAS - MT 440 V 13,8 KV 9 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 2) SUBESTAÇÕES ABAIXADORAS 10 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 3) SUBESTAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO 230 kV 13,8 kV 11 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 4) SUBESTAÇÕES DE MANOBRA 12 CLASSIFICAÇÃO QUANTO A FUNÇÃO 5) SUBESTAÇÕES CONVERSORAS ► Associadas a sistemas de transmissão em CC – HVDC (SE Retificadora e SE Inversora) ITAIPU – RETIFICADORA IBIÚNA – INVERSORA 13 12 14 15 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 1) SUBESTAÇÃO DE MÉDIA TENSÃO 2) SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO 3) SUBESTAÇÃO DE EXTRA ALTA TENSÃO 16 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO faixas de tensão SEP Os níveis de tensões praticados no Brasil são: 765 kV, 750 kV, 600 kVDC, 525 kV, 500 kV, 440 kV, 345 kV, 300 kV, 230 kV, 161 kV, 138 kV, 132 kV, 115 kV, 88 kV, 69 kV, 34,5 kV, 23 kV, 13,8 kV, 440 V, 380 V, 220 V, 127 V. 17 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 18 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 19 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 20 CLASSIFICAÇÃO QUANTO NÍVEL TENSÃO 21 CLASSIFICAÇÃO QUANTO AO TIPO DE INSTALAÇÃO SUBESTAÇÕES DESABRIGADAS (A CÉU ABERTO) SUBESTAÇÕES ABRIGADAS (EM INTERIORES) 22 23 24 25 SUBESTAÇÕES EM INTERIORES 26 27 28 SF6 SF6 29 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJOS DE BARRAMENTOS As configurações dos barramentos de uma SE influem na sua flexibilidade: Quanto à operação Quanto à manutenção Barramentos CONTÍNUOS Não existem particionamentos ou interrupções do barramento. Barramentos SECCIONADOS Constituídos por duas ou mais seções interligadas por chaves ou disjuntores. Cada seção pode atender um ou mais consumidores. 30 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJO DE BARRAMENTO SIMPLES A subestação possui uma só barra de AT ou MT. São usadas em pequenas SEs; Baixa confiabilidade; Falhas ou manutenção no barramento implicam na perda total do sistema; Manutenção nos dispositivos do sistema requerem a desenergização das linhas ligadas a eles. 31 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJO DE BARRAMENTO SIMPLES SECCIONADO 52L 52L Nos casos em que o barramento é seccionado, pode haver manutenção de trechos do mesmo sem a interrupção de todos os consumidores. 32 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJO DE BARRAMENTO PRINCIPAL E TRANSFERÊNCIA 52BT 52L Oferece um bom plano de manutenção; Energização do barramento de transferência através do disjuntor de interligação; Possibilidade de manutenção de um dos barramentos mantendo-se as cargas no outro barramento, ainda que com limitações de proteção. 33 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJOS DE BARRAMENTOS DUPLOS Este esquema apresenta dois barramentos principais ligados a cada uma das linhas de transmissão de entrada; Possibilitam um bom plano de manutenção devido à presença dos dois barramentos; Aumento da confiabilidade do sistema; Falhas em um barramento não afetam o outro. 34 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJOS DE BARRAMENTOS TRIPLOS PARQUES EÓLICOS 35 ARRANJOS DE UMA SUBESTAÇÃO ARRANJOS DE BARRAMENTOS EM ANEL Possibilitam boa flexibilidade para manutenção de disjuntores sem interrupção do fornecimento de energia. 36 Arranjo Barra Simples Barra Principal e de transferência Barra Dupla, Disjuntor Simples Barra Dupla, Disjuntor Duplo Barra Dupla, Disjuntor e Meio Barra em Anel Confiabilidade Menor confiabilidade Falhas simples podem ocasionar o desligamento completo da SE Baixa confiabilidade Semelhante à da barra simples, porém, uma melhor flexibilidade na operação e manutenção Confiabilidade Moderada -X- Alta Confiabilidade Falhas simples isolam apenas um circuito -X- Custo Área Disponível Menor custo Menor número de componentes Menor área Menor número de componentes Custo Moderado Poucos componentes Custo Moderado Número de componentes um pouco maior Custo Elevado Número de componentes duplicado Custo Moderado Número de componentes um pouco maior Custo Moderado Número de componentes um pouco maior Pequena área e Poucos componentes Área moderado Número de componentes um pouco maior Grande área Dobro do número de componentes Grande área maior número de componentes por circuito Área Moderada Aumenta com o número de circuitos CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO 1) SUBESTAÇÕES Operadas manualmente 2) SUBESTAÇÕES SEMI-AUTOMÁTICAS 3) SUBESTAÇÕES AUTOMATIZADAS 38 CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO 39 CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO 40 CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO 84 41 CLASSIFICAÇÃO QUANTO FORMA DE OPERAÇÃO Monitoração feito à distância. “O acesso remoto aos equipamentos de proteção e supervisão nos permite fazer ajustes, alterar parâmetros e verificar ocorrências de defeitos com a mesma precisão como se estivéssemos no local”, gerando uma melhoria do DEC. 42 COS – CENTRO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA 43 COS - CENTRO DE OPERAÇÃO DE SISTEMAS 44 indicadores que aferem a qualidade DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora: indica o número de horas que, em média, as unidades consumidoras de determinado conjunto ficaram sem energia elétrica durante um determinado período: mensal, trimestral ou anual 45 indicadores que aferem a qualidade FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora: indica quantas vezes, em média, as unidades consumidoras de determinado conjunto sofreram interrupção; 45 indicadores que aferem a qualidade DIC Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora: quantidade de horas que o consumidor ficou sem energia elétrica; 45 indicadores que aferem a qualidade FIC Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora: quantidade de interrupções que o consumidor experimentou no período de apuração (mensal, trimestral ou anual); 45 indicadores que aferem a qualidade DMIC Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora: indica o número de horas da maior interrupção experimentada pelo consumidor no período de apuração. 45 SAS – SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO OBJETIVO QUALIDADE NO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA; REDUÇÃO DA QUANTIDADE E TEMPO DE INTERRUPÇÃO; SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO EM TEMPO REAL; REDUÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS; CENTRALIZAÇÃO DE AÇÕES OPERATIVAS. 46 SAS – SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÃO ELUCIDAÇÃO A OPERAÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO É BASTANTE COMPLEXA, PELO ELEVADO GRAU DE INCERTEZA E PELO GRANDE NÚMERO DE VARIÁVEIS QUE MANIPULA. AS DIVERSAS AÇÕES DE SUPERVISÃO E CONTROLE REQUEREM A PRESENÇA DE UM OPERADOR CAPAZ DE MANIPULAR VÁRIOS TIPOS DE DADOS E INFORMAÇÕES, RESPONDENDO ÀS SOLICITAÇÕES DE FORMA EFETIVA EM CURTO TEMPO. 47 HISTÓRICO SAS DÉCADA 50 – TÉCNOLOGIA ANALÓGICA DÉCADA 60 – TÉCNOLOGIA ESTÁTICA SISTEMA SCADA – SUPERVISORY CONTROL AND DATA AQUISITION. DÉCADA 70 – MINI E MICROCOMPUTADORES ATUANDO EM POUCAS TAREFAS. DÉCADA 80 – MICROPROCESSADORES COM ALGORÍTMOS RÁPIDOS, PROCESSADORES DE SINAIS, PROCESSADORES LÓGICOS E PROCESSADORES DE COMUNICAÇÃO. DÉCADA 90 – EXPLORAÇÃO DO CONCEITO DE APROVEITAMENTO DA INTELIGÊNCIA DISTRIBUIDA NAS SEs DIGITALIZADAS. 48 HISTÓRICO SAS DÉCADA 100 – PROLIFERAÇÃO INSTRUMENTOS DIGITAIS. DOS smart, MP3, mensagens instantâneas, câmeras e celulares digitais. MATURIDADE DO SAS – PROTEÇÃO, CONTROLE E MONITORAÇÃO DE SE. CONSOLIDAÇÃO DA IEC 61850. 49 275 kV x 225 MVA 51 50 51 52 53 53 54 54 55 5655 56 57 57 58 58 59 59 60 60 61 IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente IED - Intelligent Electronic Device IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente 61 IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente São os principais componentes do sistema de automação elétrica IEDs são os componentes responsáveis por proteção e supervisão os equipamentos da rede elétrica 62 IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente DESENVOLVIMENTO HISTÓRICO DOS RELÉS eletromecânicos & estáticos & digitais 1970 – XXX : 4ª geração estática - Digitais A aplicação da tecnologia digital teve início no final da década de 60 e início dos anos 70, com a introdução de microprocessadores nas áreas de supervisão e controle. Daí surgiu a 4ª geração de relés estáticos. A técnica de proteção digital está atualmente consolidada, mas continua sendo uma área de investigação ativa, tendo em vista o desenvolvimento dos microprocessadores. 63 IED – Dispositivo Eletrônico Inteligente DEFINIÇÃO DE RELÉ DIGITAL Dispositivos de proteção SEP, gerenciados por microprocessadores desenvolvidos especificamente para este fim. Nestes relés, os sinais de entrada das grandezas elétricas e os parâmetros de ajustes são controlados por um software que processa a lógica de proteção através de um algoritmo simbólico e gráfico. DIGITAL NUMÉRICO Dispositivos de proteção SEP, gerenciados por microprocessadores desenvolvidos especificamente para este fim. Nestes relés, os sinais de entrada das grandezas elétricas e os parâmetros de ajustes são controlados por um software que processa a lógica de proteção através de um algoritmo simbólico, gráfico, numérico e intervalar. 64 TECNOLOGIA CONVENCIONAL VERSUS DIGITAL CONVENCIONAL DIGITAL Baixa confiabilidade Boa confiabilidade Implementação individualizada Implementação integrada Não integrável Integrável Testes no campo Testes de bancada Estagnada Em evolução 65 TECNOLOGIA CONVENCIONAL VERSUS DIGITAL Os relés digitais apresentam as seguintes vantagens em relação aos convencionais: Automonitoramento (autodiagnóstico); Detecção e diagnóstico de faltas; Melhor exploração do potencial das funções de proteção; Permite o desenvolvimento de novas funções e métodos de proteção; Compartilhar dados por meio de redes de comunicação; Proporciona melhor interface homem x máquina; Redução das interferências do meio ambiente nas condições operativas dos equipamentos; Adaptação aos requisitos funcionais operativos; Transferir e receber dados; Os custos são mais baixos. 66 TECNOLOGIA CONVENCIONAL VERSUS DIGITAL desvantagens Vida útil reduzida (10 a 15 anos), enquanto os convencionais possuem vida longa (acima de 30 anos); O “hardware” dos relés digitais rapidamente, tornando-os obsoletos; avança Constante atualização do EMC ; compatibilidade eletromagnética Predomina ainda a linguagem assembler, o que limita a intercambialidade de programas entre diferentes relés. 67 Análise de falha com DIGSI 4 I/A 1,50 1,00 0,50 -0,075 -0,050 -0,025 0,000 0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 0,050 0,075 0,100 0,125 t/s -0,00 -0,50 -1,00 -1,50 -2,00 iEe iL1 iL2 iL3 U/V 80 60 40 20 -0,075 -0,050 -0,025 0,000 0,025 t/s 0 -20 -40 -60 -80 uL1 uL2 uL3 Registros de Falta Sincronizada de ambos finais de linha 68 Diagrama vetorial das Condições de Pré-falta e falha 69 IED de Multifunção ABB 40 – Unidade de perda de excitação 50IE - Energização Involuntária da Máquina 46 – Unidade de desbalanceamento de corrente 24 – Unidade de sobreexcitação 60 – Unidade de balanço de corrente ou tensão 70 71 72 73 PERIGO A moça estava sofrendo alucinações, e pensou que estivesse atravessando uma ponte. Moradores do local viram a jovem em cima da torre e chamaram o serviço de emergência. Aparentemente, ela tentava atravessar um rio imaginário pela tal ponte. República Tcheca PERIGO NORMA IEC - 61850 GRUPO DE 60 MEMBROS DE DIFERENTES PAISES (1995), oficializou a norma IEC - 61850 CONSOLIDADO NO BRASIL (DÉCADA 100). 74 NORMA IEC - 61850 Os objetivos definidos para o padrão foram: 1. Um protocolo único para subestação completa, considerando a modelagem de diferentes dados necessários para a subestação. 2. Definição de serviços básicos necessários para a transferência de dados de modo que todo o mapeamento de protocolo de comunicação possa ser feito com segurança. 3. Promoção de alta interoperabilidade entre sistemas de diferentes fornecedores. 4. A método comum / formato para armazenar dados completos. 5. Define teste completo necessário para o equipamento que está em conformidade com a norma. 75 NORMA IEC - 61850 A IEC (International Electrotechnical Commission) é a organização líder no desenvolvimento de padrões internacionais para o setor elétrico e afins. A norma IEC 61850 foi desenvolvida recentemente para Sistemas de Automação de Subestações (SAS). A IEC 61850 permite a operação otimizada de todos os componentes integrados a um sistema de automação de subestação. Este processo ocorre devido à melhoria e desenvolvimento dos IEDs, onde podem ser agregadas funcionalidades específicas das funções de proteção e controle utilizando a rede local, alta velocidade nos dispositivos de comunicação, capacidade para aquisição de dados e medição, dentre outras. Com a norma IEC 61850 e a utilização da rede Ethernet, os sinais analógicos e digitais via fiação metálica são substituidos por dados que trafegam na rede de forma ágil e segura. 76 NORMA IEC - 61850 Pacotes de mensagens ou telegramas podem ser enviados pela rede em tempo real como valores amostrados na rede ou mensagens GOOSE, sigla derivada de Generic Object Oriented Substation Event, ou seja, um Evento de Subestação Genérico Orientado a Objeto. PROTOCOLOS Conjunto de regras de comunicação (extensão de arquivo) 77 NORMA IEC - 61850 A configuração da comunicação baseada na IEC 61850 é descrita através de 04 arquivos XML (eXtensible Markup Language) abaixo: SSD (System Specification Description): Possui a descrição dos dados de todo o sistema e contem o diagrama unifilar da subestação e todos os nós lógicos (funções) alocados; SCD (Substation Configuration Description): Arquivo gerado pela ferramenta de configuração do sistema, contendo as informações configuradas para a comunicação de toda a subestação; ICD (IED Capability Description): Arquivo gerado pela ferramenta de configuração do IED para informar suas características e funções; CID (Configured IED Description): Arquivo para ser carregado em determinado IED com as configurações habilitadas ou parametrizadas. 78 NORMA IEC - 61850 Tipos de mensagem Tipos de mensagem V E R T I C A L Tipo 1 – Mensagens rápidas; Horizontal MMS (Manufacturing Message Specification) Tipo 1A – Trip; Tipo 4 – Dados em rajada (raw data) ou SV – sampled values; Tipo 2 – Velocidade média; Tipo 5 – Transferência de arquivos; Tipo 3 – Baixa velocidade; Tipo 6 – Sincronização de tempo. 79 NORMA IEC - 61850 Os 04 arquivos xml! 'SPAM Confidence Level' “Nível de confiança de Spam” Enviar e postar em massa ESTRUTURA DA SCL mensagem eletrônica recebida mas não solicitada pelo usuário 80 NORMA IEC - 61850 Comunicação Física e de Protocolos USB é um link de comunicação que suporta transferência de dados entre computadores e periféricos 81 NORMA IEC - 61850 barramentos e processo na Subestação 82 Smart Grids Smart Grid A Evolução da Automação na descentralização da produção, medição inteligente, monitoramento on line de redes de Distribuição e transmissão – Uma Estratégia para a Concessionária do futuro. 83 Smart Grids Países como Canadá, Inglaterra e Alemanha já dispõem de sistemas de “Smart Grids – redes “inteligentes” em várias cidades, o que possibilita e viabiliza a implantação da micro geração e controle de operação on-line de subestações e redes de energia, diminuindo custos e aumentando a confiabilidade da energia entregue ao consumidor. 84 Visão da Concessionário do Futuro – Smart Grid Smart Grids é a visão do sistema de T&D de eletricidade do futuro: Concessionária e consumidores obterão retorno através da convergência de transmissão e distribuição de energia e tecnologia da informação, para atingir maior confiabilidade, menores custos de O&M, adiar ampliações (nova capacidade) e aumentar a satisfação do consumidor. Tal evolução requer resistir à armadilha de adotar soluções fáceis e com visão de curto prazo e uma mentalidade de “silo” – sem levar em conta as necessidades das demais partes da rede de transmissão e distribuição e das operações da concessionária. 85 Oportunidades e Facilitadores Confiabilidade Eficiência Operacional Satisfação do Cliente Meio ambiente Valores do Acionista • AMI – Medição Avançada • Gerenciamento Demanda • Gestão de Interrupções de Energia • Automação da T & D • Gestão de Ativos e Passivos • Serviços ao Consumidor de Valor Adicionado • Sensores • Infraestrutura de Comunicação • Integração de Informações da Empresa • Suporte Regulatório • Cultura Corporativa: Abordagem Holística Smart Grids 86 ETIMOLOGIA AMI - Automatic Meter Infrastructure É um método para se realizar a coleta de dados e informações de medidores da rede, utilizandose para tanto, modernos recursos de automação e de meios de comunicação via telefonia, rádio frequência, fibra óptica e celular, como também, utilizando-se dos fios da rede elétrica para envio de informações. Com o uso dos sistemas AMI, os distribuidores de Energia Elétrica, conseguem um significativo aumento de eficiência operacional, melhoria nos serviços prestados, redução de custos de coleta de dados e de corte e religação, redução de perdas e desvios, além de um rápido acesso às informações críticas que o corpo de gerentes precisa para tomar as decisões no dia a dia. 87 ETIMOLOGIA Principais Benefícios do AMI Aumento da precisão na leitura; Respostas muito rápidas para requisições de informação; Detecção automática de perdas e desvios; Informações detalhadas sobre as demandas de todos os pontos da rede, distribuída por faixas horárias configuráveis permitindo à operadora ofertar tarifas diferenciadas por perfil de consumo e possibilitando ao cliente adotar o perfil que melhor se adequar às suas necessidades; Corte e religação operados remotamente sem a necessidade de deslocamento até o local. 88 TECNOLOGIAS AMI Powerline Fibra óptica 89 90 TECNOLOGIAS AMI – Comunicação Celular • Reduzir DIC e ampliar a Satisfação do Cliente 91 TECNOLOGIAS AMI - OPGW • Reduzir DEC e ampliar a Satisfação do Cliente Cabo opg 92 TECNOLOGIAS AMI Satélite 93 Aplicações usando AMI oferecem benefícios significativos Operações de Sistema • Planejamento & Projeções • Despacho Econômico • Comutação & Controle Serviços ao Cliente Sistema de Distribuição Integração • Gestão de Ativos da - Monitoração da Saúde dos Equipamentos - Inspeção / Manutenção baseadas na Condição Informação Gestão de Interrupções de Energia • Automação da Distribuição e dos Alimentadores • Detecção e Gestão de Interrupções • Gerenciamento da Tensão/Reativos • Localização e Restauração de • Gerenciamento da Qual. da Energia Interrupções • Câmeras de Supervisão • Gestão das Equipes de Trabalho / Equipes Móveis Serviços aos Clientes • • • • • • AMR (Leitura automatizada) Aperfeiçoamento da Receita Controle Direto da Carga Resposta a Demanda Conexão/Desconexão Remotos Geração Distribuída Infraestrutura de Comunicações On-grid 94 AMI está se tornando uma integração de dispositivos e redes interconectadas, funcionando em harmonia, provendo valor a todos os agentes. HAN (Home Área network) Chaves para o Sucesso •Interoperabilidade dos protocolos de comunicações e Medidores •Múltiplas opções integradas para transmitir dados ao backbone WAN •Sistema completo de gestão de dados de medição e integração com sistemas corporativos •Recursos de Segurança - autenticação, criptografia e privacidade dos dados •Capacidade de LAN para acomodar crescimento da HAN rede doméstica, que conecta vários computadores e outros dispositivos digitais. LAN (Local Área Network) redes de computadores restritas a um local físico. WAN (Wide Área Network) rede que cobre uma área física maior (rede da internet). Gateway Local Conectividade AMI Wireless ou Wi-Fi: • • • • • • Proteção Medição Controle de Carga Sistemas Comando Sinalização Eventos Field Collectors/ Aggregators Infraestructura Back Office Comunicação Backhaul (WAN) Acesso Comun. (LAN) Opções incluem: Powerline, Wireless, Fibra, Cabo, Celular, Satélite Opções incluem: WiFi, WiMAX, Ethernet, PLC, BPL Largura de Banda Medidores Avançados Home Area Network (HAN)` Opções incluem: Z-Wave, ZigBee, Bluetooth, HomePlug, WiFi Nós 95 96 Automação de Alimentadores possibilitada por AMI Power Factor Exemplo:Infraestrutura de medição automática Controle Integrado Tensão e Reativos Comunicações AMI/BPL Flexibilidade Operacional/ Problemas de Carregamento de Endereço Redução de Perdas Elétricas Redução de Demanda durante condições de carga de pico BPL (Banda Larga sobre Rede Elétrica) 97 Automação de SE - Maior parte dos Custos, mas uma pequena parte dos Benefícios ! Exemplo Smart Grid >90% das concessionárias estão implantando IEDs em Subestações Extraindo apenas 15% dos benefícios; 85% dos benefícios ainda não estão sendo obtidos Monitoração da Condição, melhora do desempenho, etc. Poucos têm implantado Arquitetura a nível de Empresa (enterprise level architecture) e infra-estrutura de TI Subestações, Comunicações, Data Mart (armazém de dados) .. Local Area Network Planejamento Engenharia SCADA Data Warehouse SCADA Serviços aos Clientes grandes volumes de dados Rede Segura SE Manutenção Planejamento GIS geographic information system Data Mart Subestação Despachantes Subestação AEG P120 98 Dados IEC Não-Operacionais ajudam em Gestão de Ativos & Manutenção Baseada na Condição Exemplo Smart Grid: Observações Contínuas da Condição Histórico Uso & Meio ambiente Histórico Manutenção Dados Atualizados de Fabricantes e Indústria MODELO PROBABILÍSTICO DE DESEMPENHO E FALHAS DE EQUIPAMENTO Observações de Condição Programadas e provocadas por Eventos Função de Distribuição de Probabilidade de Falha e Desempenho de Equipamento Melhoram eficiência O&M Estendem a vida dos equipamentos Reduzem número de falhas “catastróficas" Aperfeiçoam processos de manutenção Sistemas de Alarme & Programação GESTÃO DE ATIVOS 99 Necessidade de uma visão de ponta-a-ponta das “Camadas de Segurança” Questões-chaves para gerentes de programas AMI devem incluir: Quais são e onde estão as vulnerabilidades? Qual é a exposição potencial ao risco? O que deve ser feito para proteger contra esses riscos? Áreas de maior vulnerabilidade Sistemas de Comunicações Back-Office Backhaul & Operacionais Acesso Externo aos Dados Sistema Gestão AMI Turmas Terceiros Clientes Acesso Web AMI Config & Manutenção Sistema Gestão Dados Medição Medidores & Gateways Rede Residencial Bi-direcional R/T Acesso Grande utilitário comum. Agregação Vizinhança Monitoração SA, DA, AM Operações Sistema, Gerenciamento de Energia & DSM Comunicações de Acesso Equipamentos T&D Comunic. Local PG Rede Residencial Cliente Monitoração, DA, AM Equipamentos Distribuição 100 Integração com a infraestrutura computacional da concessionária EMS - Energy Management System Sistema de gestão de energia EMS Supervisory control and data acquisition DSM - DiskStation Manager OMS- Software de Gestão (gerenciamento inteligente Energia) de Operações DMS OMS Call Center Billing MDM/S SCADA MDM /S – Master Data Management Server Smart Grid Fibra ou outro Back Haul DNP3.0 ou outro Protocolo SCADA Protocolos Baseados em IP UTR IED IED Subestação Concentrador Dados Sensores Controles Sensores Controles Concentrador Dados Acesso Comunicações Controles Sensores MeterMeterMeter Sensores MeterMeterMeter Ativos Distribuição Pontos de medição MeterMeterMeter MeterMeterMeter MeterMeterMeter 101 Benefícios do Projeto – Estudo de Caso • Redução de fluxo de potência reativo Financeiro • Melhora da eficiência de O&M • Reengenharia de processos de trabalho Confiabilidade • Manter integridade do controle do sistema de potência • Reduzir Índice Médio de Duração de Interrupções (DEC) em 10 minutos em circuitos monitorados • Melhorar a manutenção de componentes chaves do sistema de potência • Redução de potência reativa = Redução emissões • Redução emissões = melhora da qualidade do ar 102 Análise Custo-Benefício Benefícios podem ser Caracterizados nas seguintes Categorias: Aumento da Produtividade dos Trabalhadores Custos de trabalho reduzidos devido a Automação Aumento de Confiabilidade e Qualidade de Serviço Redução da Duração e Frequência de Falhas (DEC/FEC) Aumento da Qualidade da Energia Aumento da Eficiência do Sistema Redução das Perdas Técnicas Menor custo do suprimento Melhora do Processo de Engenharia e Planejamento Redução/Postergação/Eliminação de Custos de Capital Melhor gestão de ativos Evitar aumentos de Capacidade Outros 103 Predição de Tecnologia Os avanços em sensores, controles, comunicações e aplicações já têm sido e serão cada vez mais significativos, pois: O intercâmbio de informação entre todos os sistemas da operação, planejamento, engenharia, e clientes serão sem emendas; Muitos processos que hoje são disjuntos, serão integrados e automatizados; Federação de dados proverá uma plataforma de negócio comum; Novos equipamentos T&D terão módulos de comunicações e monitoração incorporados; Dispositivos Inteligentes, tais como IEDs, PMUs, medidores digitais, automação da distribuição - proliferarão e serão ampla e economicamente usados; 104 Predição de Tecnologia RFID de baixo custo serão incluídos facilitando a cadeia de suprimento e gestão de ativos; Infraestruturas de comunicações em tempo real fornecerão informações e controles em tempo adequado para as Concessionárias e os consumidores; Redes residenciais se tornarão a norma e não a exceção. É necessário desenvolver uma Estratégia de Integração Tecnológica 105 Agradecemos pela atenção! 107 0112/80