UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ESTUDO PARA IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA DE
RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA PARA A REDE DE
DISTRIBUIÇÃO DO CAMPUS DO PICI
CARLOS JEFERSON DA SILVA MOURA
Fortaleza
Dezembro de 2010
ii
CARLOS JEFERSON DA SILVA MOURA
ESTUDO PARA IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA DE
RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA PARA A REDE DE
DISTRIBUIÇÃO DO CAMPUS DO PICI
Monografia apresentada para a obtenção dos
créditos da disciplina Trabalho de Conclusão
de Curso do Centro de Tecnologia da
Universidade Federal do Ceará, como parte
das exigências para a graduação no curso de
Engenharia Elétrica.
Área de concentração:
Sistema Elétrico de Potência.
Orientador: Prof. Raimundo Furtado Sampaio.
Fortaleza
Dezembro de 2010
iv
“Não se preocupe com as coisas mesquinhas da vida comum.”
Carlos Jeferson.
v
A mim pelo esforço e vontade de vencer,
A minha avó, pelo amor e dedicação imensos,
A meus pais pela vida,
Aos amigos pelos bons e maus momentos.
vi
AGRADECIMENTOS
Agradeço a meus pais pelo esforço e incentivo e suporte, e em especial a minha avó,
pelo amor incondicional.
Agradeço à Fernanda, pela cobrança no momento certo, a compreensão nas horas de
angústia e o afeto nos momentos de alegria.
Agradeço a meus amigos pelo apoio, dicas e brincadeiras e por todos os bons momentos
que vivermos na Universidade e fora dela.
Agradeço aos professores do curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do
Ceará pelo conhecimento repassado, em especial ao meu orientador, Raimundo Furtado
Sampaio, que muito me ajudou e colaborou para o desenvolvimento desta monografia.
Agradeço ao Engenheiro Fabrício Leite, que me ajudou no levantamento de dados da
rede do Campus.
Agradeço a todos que um dia acreditaram e mim e me ajudaram a entrar na
Universidade e a sair formado dela.
vii
MOURA, C. J. S., “Estudo para Implantação de um Sistema de Recomposição Automática
para a Rede de Distribuição do Campus do Pici”, Universidade Federal do Ceará – UFC,
2010, 73p.
A qualidade de energia demandada pelos consumidores cresce constantemente,
principalmente no tocante à continuidade do fornecimento. Com isso em vista, as
concessionárias de energia têm investido em tecnologias e processos para tornar o Sistema
Elétrico de Distribuição mais confiável. Nesse ínterim os Sistemas de Recomposição
Automática desempenham um importante papel no tocante à melhora da qualidade de energia
no momento em que proporcionam alternativas para o suprimento das cargas elétricas e em
caso de falta restringem as porções do sistema desligadas. Neste trabalho são apresentados os
conceitos de qualidade de energia, os valores normatizados para diversas grandezas elétricas e
algumas configurações de redes de distribuição, juntamente com uma explanação sobre
proteção e automação de sistemas de distribuição. Com o intuito de melhorar a continuidade
do fornecimento da rede de distribuição do Campus do Pici, que pertence à UFC, duas
propostas para implantação de um Sistema de Recomposição Automática na referida
instalação são apresentadas. As propostas foram avaliadas através de estudos dos fluxos de
carga, correntes de curto circuito, tensões e carregamentos das linhas sob as diversas
condições de chaveamento usando simulações do software Easy Power. Por fim foram
apresentados os resultados das duas propostas.
Palavras-Chave: Qualidade de energia, Proteção, Sistema Elétrico de Distribuição,
Sistema de Recomposição Automática, Self-Healing.
viii
MOURA, C. J. S., "Study for Implementation of an Automatic Replenishment System for
Distribution Network Campus Pici, Universidade Federal do Ceará - UFC, 2010, 73p.
The power quality demanded by customers is constantly growing, especially with regard to
continuity of supply. With this in view, the electric utility industries have invested in
technologies and processes to make the electric distribution system more reliable. Meanwhile
Automatic Restoration Systems play an important role regarding the improvement of power
quality at the time that provides alternatives to supply the electrical loads and in case of fault,
restrict the portions of the system turned off. This paper presents the concepts of power
quality, standardized values for various electric quantities and some configurations of
distribution networks, along with an explanation of protection and automation of distribution
systems. In order to improve continuity of supply distribution network of the Campus do Pici,
who belongs to the UFC, two proposals for the implementation of an Automatic System
Restoration in that facility are presented. The proposals were evaluated by studying the load
flows, short circuit currents, voltages and loads of lines under different conditions using the
simulation software Easy Power. Finally we presented the results of the two proposals.
Keywords: Power Quality, Protection, Electrical Power Distribution System, Automatic
System Restoration, Self-Healing.
ix
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS
xii
LISTA DE TABELAS
xv
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
xvii
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
1
1.1 Justificativa
2
1.2 Objetivos
3
1.3 Estrutura do Trabalho
3
CAPÍTULO 2
SISTEMA ELÉTRICO DE DISTRIBUIÇÃO
4
2.1 Características Gerais
4
2.2 Níveis de Tensão
4
2.3 Configurações do Sistema de Distribuição
7
2.3.1 Sistema Radial
7
2.3.2 Configuração Radial com Recurso
8
2.3.3 Configuração em Anel Fechado
10
2.4 Qualidade de Energia
10
2.4.1 Tensão em Regime Permanente
11
2.4.2 Fator de Potência (FP)
12
2.4.3 Harmônicas
12
2.4.4 Desequilíbrio de Tensão
13
2.4.5 Flutuação de Tensão
14
2.4.6 Variações de Tensão de Curta Duração
14
2.4.7 Variação de Freqüência
15
2.5 Indicadores de Continuidade
15
2.6 Resumo do Capítulo
16
CAPÍTULO 3
PROTEÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO
17
3.1 Sistema de Proteção
17
3.2 Zonas de Proteção
18
3.3 Requisitos do Sistema de Proteção
20
x
3.3.1 Seletividade
20
3.3.2 Rapidez ou Velocidade
22
3.3.3 Sensibilidade
23
3.3.4 Confiabilidade
23
3.3.5 Custo
24
3.4 Equipamentos de Proteção
24
3.4.1 Relés
24
3.4.2 Chaves-Fusíveis
25
3.4.3 Disjuntores
27
3.4.4 Religadores
28
3.4.5 Chaves Seccionalizadoras
29
3.5 Cálculo das Correntes de Falta
29
3.6 Automação da Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição
32
3.6.1 Motivação
32
3.6.2 Evolução
32
3.6.3 Arquitetura de um Sistema Digital de Automação (SDA)
33
3.7 Resumo do Capítulo
34
CAPÍTULO 4
RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA DO SISTEMA
34
4.1 Introdução
34
4.2 Self-Healing
35
4.2.1 Implementação
36
4.2.2 Comunicação
37
4.2.3 Operação
37
4.3 Requisitos para Implantação do Sistema de Recomposição Automática
40
4.3.1 Fluxo de Carga
40
4.3.4 Faseamento
44
4.4 Resumo do Capítulo
46
CAPÍTULO 5
ESTUDO DE CASO: RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA DA
REDE ELÉTRICA DO CAMPUS DO PICI
5.1 Introdução
45
45
xi
5.2 Levantamento de Dados da Rede
48
5.3 Condições da Simulação Utilizando o Easy Power
50
5.4 Cálculos dos Parâmetros da Entrada da Rede do Campus do Pici
51
5.5 Simulação
53
5.5.1 Caso Base
54
5.5.2 Primeira Proposta para um Sistema de Recomposição Automática 55
5.5.3 Análise da Primeira Proposta
61
5.5.4 Segunda Proposta para um Sistema de Recomposição Automática 62
5.5.5 Análise da Segunda Proposta
5.6 Resumo do Capítulo
69
72
CAPÍTULO 6
CONCLUSÃO
73
REFERÊNCIAS
75
xii
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 – Unifilar simplificado de um alimentador radial.
8
Figura 2.2 – Unifilar simplificado de um alimentador radial com recurso.
9
Figura 2.3 – Unifilar simplificado de uma configuração em anel fechado.
10
Figura 3.1 – Foto ilustrando os equipamentos e a estrutura de uma subestação
tipo distribuição.
17
Figura 3.2 – Arco elétrico durante um falta em uma linha de transmissão.
18
Figura 3.3 – Esquema de proteção dividido em zonas.
19
Figura 3.4 – Exemplo de proteção principal e de retaguarda.
19
Figura 3.5 – Exemplos de falta em um sistema em anel fechado.
20
Figura 3.6 – Exemplo de seletividade cronométrica.
21
Figura 3.7 – Curvas de carga verus tempo para as faltas fase-terra, fase-fase,
fase-fase-terra e trifásica.
22
Figura 3.8 – Conexão de um relé ao SEP.
25
Figura 3.9 – Chave-fusível.
26
Figura 3.10 – Característica de tempo inversa de um fusível.
26
Figura 3.11 – Circuito de acionamento de um disjuntor.
27
Figura 3.12 – Exemplo de aplicação de um religador utilizado na saída de alimentador
de uma subestação.
28
Figura 3.13 – Sequência de operação de um religador.
28
Figura 3.14 –Chave Seccionalizadora instalada à jusante de um religador.
29
Figura 3.15 – Sistema radial simplificado.
30
Figura 3.16 – Diagrama de blocos do SDA de uma subestação.
33
Figura 4.1 – Exemplo de recomposição de um hipotético sistema de distribuição.
34
Figura 4.2 – Módulo controlador UIM da S&C instalado em controlador CAPM5
da NULEC.
36
Figura 4.3 – Religador da S&C com tecnologia Intelliteam de recomposição
automática.
36
Figura 4.4 – Topologia do sistema de recomposição automática interligado ao
SCADA da concessionária.
37
Figura 4.5 – Rede exemplo com sistema de recomposição automática e
conceito Self-Healing.
Figura 4.6 – Seguência de chaveamentos do Sistema de Recomposição Automática.
38
39
xiii
Figura 5.1 – Gráfico com a demanda de potência ativa do Campus do Pici durante
o mês de setembro de 2010 retirado da ferramenta online disponíbilizada
pela COELCE aos clientes do grupo A.
45
Figura 5.2 – Demanda do dia 20 de outrubro de 2010 do Campus do Pici retirado
da ferramenta online disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A.
46
Figura 5.3 – Fator de potência registrado no mês de setembro de 2010 no Campus
do Pici obtido através da ferramenta online disponíbilizada pela COELCE
aos clientes do grupo A.
46
Figura 5.4 – Fator de potência do Campus do Pici no dia 20 de outrubro de 2010
obtido através da ferramenta online disponíbilizada pela COELCE aos
clientes do grupo A.
Figura 5.5 – Imagem de satélite do Campus do Pici.
47
48
Figura 5.6 – Diagrama unifilar simplificado do Campus do Pici com a posição do
disjutor da instalação e as chaves seccionadoras manuais.
49
Figura 5.7 – Diagrama da unifilar do Pici no Easy Power.
53
Figura 5.8 – Pontos estudados da rede para o caso base.
54
Figura 5.9 – Configuração da primeira proposta para um Sistema de
Recomposição Automática.
56
Figura 5.10 – Diagrama unifilar quando R1 alimenta a rede e C1 está fechada
interligando os dois lados do Campus.
57
Figura 5.11 - Diagrama unifilar para quando R2 alimenta a rede e C1está fechada
interligando os dois lados do Campus.
58
Figura 5.12 - Diagrama unifilar para quando R1 alimenta a rede e C2 está fechada
interligando os dois lados do Campus.
59
Figura 5.13 - Diagrama unifilar para quando R2 alimenta a rede e C2 está fechada
interligando os dois lados do Campus.
60
Figura 5.14 – Diagrama da rede do Campus do Pici para a segunda proposta de um
Sistema de Recomposição Automática.
62
Figura 5.15 – Diagrama do cenário onde o trecho 1 da rede do Campus do Pici está
sob falta.
64
Figura 5.16 - Diagrama do cenário onde o trecho 2 da rede do Campus do Pici está
sob falta.
65
Figura 5.17 - Diagrama do cenário onde o trecho 3 da rede do Campus do Pici está
sob falta.
66
xiv
Figura 5.18 - Diagrama do cenário onde o trecho 4 da rede do Campus do Pici está
sob falta.
67
Figura 5.19 - Diagrama do cenário onde o trecho 5 da rede do Campus do Pici está
sob falta.
68
Figura 5.20 - Diagrama do cenário onde o trecho 6 da rede do Campus do Pici está
sob falta.
69
xv
LISTA DE TABELAS
Tabela 1. Tensões nominais de distribuição padronizadas no Brasil
6
Tabela 2. Níveis de tensão regulamentados pelo Módulo 3 do PRODIST
6
Tabela 3. Variação da tensão de atendimento para tensão nominal superior a 1 kV
e inferior a 69 kV
11
Tabela 4. Variação da tensão de atendimento para tensão nominal inferior 1 kV
(380/220)
11
Tabela 5. Valores de referência da distorção harmônica total (em porcentagem
da tensão fundamental)
13
Tabela 6. Classificação das variações de tensão de curta duração
14
Tabela 7. Níveis de demanda e fator de potência utilizados nas simulações
51
Tabela 8. Impedâncias dos cabos que interligam o Campus do Pici a Subestação
Pici da Coelce
Tabela 9. Dados obtidos da simulação do caso base com a configuração 1 Tabela 7
51
54
Tabela 10. Dados obtidos da simulação do caso base com a configuração 2 da Tabela 7 55
Tabela 11. Resultados para o caso onde ambos os religadores estão fechados
57
Tabela 12. Resultados para o caso onde R1 protege a rede e C1 está fechada
58
Tabela 13. Resultados para o caso onde R2 protege a rede e C1 está fechada
59
Tabela 14. Resultados para o caso onde R1 protege a rede e C2 está fechada
60
Tabela 15. Resultados para o caso onde R2 protege a rede e C2 está fechada
61
Tabela 16. Resultado da simulação da segunda proposta para o Sistema de
Recomposição Automática
63
Tabela 17. Resultados do cenário onde o trecho 1 da rede do Campus do Pici está
sob falta
64
Tabela 18. Resultados do cenário onde o trecho 2 da rede do Campus do Pici está
sob falta
65
Tabela 19. Resultados do cenário onde o trecho 3 da rede do Campus do Pici está
sob falta
66
Tabela 20. Resultados do cenário onde o trecho 4 da rede do Campus do Pici está
sob falta
67
Tabela 21. Resultados do cenário onde o trecho 5 da rede do Campus do Pici está
sob falta
68
xvi
Tabela 22. Resultados do cenário onde o trecho 6 da rede do Campus do Pici está
sob falta
Tabela 23. Dados agrupados das simulações da segunda proposta
69
70
xvii
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
2F
Bifásico
3F
Trifásico
ANEEL
Agência Nacional de Energia Elétrica
AT
Alta Tensão
BT
Baixa Tensão
CCS
Centro de Controle do Sistema
COELCE
Companhia Energética do Ceará
COS
Centro de Operações do Sistema
DEC
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
EAT
Extra Alta Tensão
FEC
Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
FP
Fator de Potência
FT
Fase-Terra
IED
Intelligent Electronic Device
MT
Média Tensão
MUSD
Montante de Uso do Sistema de Distribuição
NA
Normalmente Aberto
NF
Normalmente Fechado
OAP
Ordem de Ajuste da Proteção
ONS
Operador Nacional do Sistema
PRODIST
Procedimentos de Distribuição
SCADA
Supervisory Control and Data Aquisition
SDA
Sistema Digital de Automação
SE
Subestação
SEP
Sistema Elétrico de Potência
TA
Tensão de Atendimento
xviii
TC
Transformador de Corrente
TL
Tensão de Leitura
TP
Transformador de Potencial
TR
Tensão de Referência
UFC
Universidade Federal do Ceará
UTR
Unidade Terminal Remota
1
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
O sistema elétrico assim como outros é passível de defeitos1, faltas2 e falhas3. Dada a
importância da eletricidade para a sociedade moderna, a tolerância por parte dos
consumidores para falhas tem diminuído drasticamente, obrigando os profissionais que lidam
com proteção a desenvolver soluções para contornar e se possível eliminar possíveis
problemas que possam afetar o fornecimento de energia. Sobretudo nos sistemas de
distribuição, o uso de tecnologias e desenvolvimento de sistemas de recomposição automática
têm sido propostas para melhorar a disponibilidade, confiabilidade, segurança e qualidade de
fornecimento [1], visando atingir elevados níveis em indicadores como a Duração Equivalente
de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e Freqüência Equivalente de Interrupção por
Unidade Consumidora (FEC).
Pela capilaridade e presença em perímetro urbano, o seguimento de distribuição através
de rede aérea com cabos nus está sujeito a diversos tipos de faltas, já que suas linhas estão
constantemente expostas a acidentes automobilísticos, queda de árvores, vandalismo e
intempéries. Estas podem ser de natureza permanente ou transitória. As faltas de natureza
permanente muitas vezes exigem reparos no sistema elétrico para que o fornecimento seja
restaurado como, por exemplo, a queda de um poste ou rompimento de um cabo. No segundo
caso, ocorre desligamento temporário do sistema no momento do evento que causou a falta,
seguido da restauração do serviço. Historicamente as faltas temporárias representam entre
80% e 90% das faltas no sistema elétrico de distribuição [2].
Para diminuir o impacto de faltas transitórias, usualmente são utilizados religadores,
equipamentos
que ao
detectar uma corrente de curto
interrompem
o
circuito
momentaneamente e religam-no novamente. Se a causa original da falta for extinta, o
fornecimento é restabelecido. Estes dispositivos são programados para um determinado
número de aberturas, após este ser atingido seus terminais permanecem abertos o que
caracteriza uma falta permanente. Ocorre ainda a associação destes com seccionalizadores,
1
Defeito – Qualquer anormalidade detectada em uma instalação/equipamento que não o impossibilite de
permanecer em funcionamento ou disponível para operação, mas que afete o grau de confiabilidade e ou
desempenho da instalação/equipamento.
2
Falta – É uma ocorrência acidental e subida ou defeito que pode resultar em falha do próprio equipamento ou
outros elementos associados.
3
Falha – Término da aptidão de um elemento do sistema elétrico de desempenhar sua função.
2
chaves que abrem de acordo com uma contagem do número de religamentos e com chaves
fusíveis ao longo dos alimentadores do sistema de distribuição primária em média tensão [3].
Como reforço à segurança do sistema e para uma melhoria do serviço a topologia radial
vem sendo substituída pela radial com recurso e as concessionárias têm utilizado o encontro
de alimentadores e linhas de transmissão em anel. Devido à popularização de tecnologias de
comunicação, automação e a evolução dos relés de proteção, a tendência é que sistemas antes
supridos apenas por um alimentador com proteção stand alone, sem sistemas de supervisão e
monitoramento em tempo real, passem a ser interligados por uma rede inteligente capaz de
alterar o caminho percorrido pelo fluxo de potência pelo comando de abertura e fechamento
de religadores e seccionalizadores de forma automática, seja pela utilização de um controlador
embarcado [1] ou por Sistema de Reposição Automático integrado ao Sistema Supervisory
Control and Data Aquisition (SCADA) no Centro de Controle do Sistema - CCS.
Para atuar corretamente é necessário que os dispositivos e equipamentos de proteção,
comando e controle utilizados disponibilizem as medições de grandezas e registro de eventos
que servirão de subsídio para a tomada de decisão, visando à recomposição do sistema
baseado na análise dos dados. Tais experimentos vêm sendo realizados em sistemas reais,
como citado em [1] e [4], proporcionando em casos de sobrecarga ou mesmo de faltas de
longa duração a reconfiguração do sistema, garantindo a continuidade de serviço.
1.1 Justificativa
Como exemplo de sistema de distribuição é possível destacar a rede elétrica do Campus
do Pici da Universidade Federal do Ceará (UFC), suprido em média tensão através de um
alimentador 13,8 kV da Subestação Pici pertencente ao sistema elétrico da Companhia
Energética do Ceará (COELCE). A rede de distribuição do Campus do Pici, mantida sob
responsabilidade da UFC, é aérea e vem sendo expandida sistematicamente. A única proteção
do alimentador principal da rede é um relé primário, tecnologia ultrapassada, associado um
disjuntor geral instalado no ponto de entrega da Coelce. Complementando o sistema existem
algumas chaves seccionadoras manuais ao longo do alimentador e chaves fusíveis, protegendo
o primário dos alimentadores. A falta de um sistema de proteção confiável com modernos
dispositivos de proteção como relés numéricos, religadores e seccionalizadores, aliado a
grande quantidade de árvores próximas aos cabos fazem com que faltas transitórias e
permanentes causem a interrupção do fornecimento de energia por longos períodos, causando
transtornos como a queima de equipamentos, perda de experimentos em laboratórios e a
3
impossibilidade dos professores de ministrar aulas. Dentro deste contexto, este trabalho
apresenta propostas para modernização do sistema elétrico da UFC, visando à melhoria da
confiabilidade, disponibilidade e continuidade de serviço das instalações elétricas do Campus
do Pici além de possibilitar a criação de um grande laboratório de automação e de sistemas de
proteção para ser utilizado pelos alunos do curso de Engenharia Elétrica.
1.2 Objetivos
Esta monografia tem como objetivo apresentar propostas para a implantação de um
Sistema de Recomposição Automática na rede elétrica do Campus do Pici.
A metodologia para trabalho inclui:
•
Levantamento dos dados em campo.
•
Estabelecer pontos para instalação de religadores e seccionalizadores de forma a
aperfeiçoar o funcionamento do Sistema de Recomposição Automática (SRA).
•
Analisar os impactos do chaveamento das cargas entre as diversas combinações
de caminhos possíveis pelo uso do SRA através do estudo do fluxo de potência.
•
Estudar o comportamento da rede, em regime permanente e transitório, através de
simulações computacionais executadas utilizando a ferramenta de análise de
sistema de Potência Easy Power [5].
1.3 Estrutura do Trabalho
Para o desenvolvimento deste trabalho, foi realizada a pesquisa bibliográfica na
literatura especializada, especificação de equipamentos de proteção e controle para a rede
elétrica e simulações computacionais para obtenção dos dados e informações necessárias ao
desenvolvimento da monografia. Como resultado, adotou-se uma estrutura de trabalho em seis
capítulos, cujos conteúdos são descritos a seguir.
O capítulo 2 trata das características e das diversas configurações possíveis em sistemas
de distribuição. É ainda tratada a qualidade de energia onde são mostrados os valores mínimos
e máximos normatizados de várias grandezas como tensão, fator de potência, freqüência e
distorção harmônica.
O capítulo 3 trata da proteção de sistemas de distribuição. São apresentadas as
características de um sistema deste tipo, seus requisitos, conceitos e automação. Alguns
4
equipamentos como disjuntores, relés e religadores são descritos e uma breve explicação
sobre cálculo de correntes de curto circuito em sistemas radiais é mostrada.
O capítulo 4 trata de Sistemas de Recomposição Automática. É mostrada a
recomposição manual de sistemas de distribuição através de exemplos e o conceito de SelfHealing é apresentado juntamente com os estudos necessários para sua implementação.
O capítulo 5 detalha o estado da rede de distribuição do Campus do Pici e mostra suas
características de demanda e fator de potência. São feitas simulações para duas propostas de
sistemas de recomposição automática.
Por fim há a conclusão do trabalho com uma análise das propostas de melhoramento da
rede de distribuição do Campus do Pici e os benefícios trazidos caso uma das propostas seja
posta em prática. São ainda mostrados trabalhos futuros que podem contribuir para expandir e
melhorar o Sistema de Recomposição Automática proposto nesta monografia.
5
CAPÍTULO 2
SISTEMA ELÉTRICO DE DISTRIBUIÇÃO
2.1 Características Gerais
O sistema de distribuição está compreendido entre o sistema de transmissão e a entrada
de energia do consumidor (empresas, residências, comércio). Este sistema é responsável pela
interligação do consumidor com restante do Sistema Elétrico de Potência (SEP).
No Brasil o SEP está subdividido em dois grandes subsistemas: a Rede Básica e o
Sistema de Distribuição. A Rede Básica compreende o Sistema Elétrico de Transmissão de
energia com níveis de tensão iguais ou superiores a 230 kV e as plantas ou usinas de geração,
enquanto o Sistema de Distribuição corresponde aos níveis de tensão inferiores a 230 kV. A
Rede Básica está sob a coordenação do Operador Nacional do Sistema (ONS) e
regulamentada pelos Procedimentos de Rede (www.ons.org.br). O sistema de distribuição é
regulado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) através de Resoluções e pelos
Procedimentos de Distribuição (PRODIST). O PRODIST é composto de 8 módulos que
versam sobre os diversos aspectos da distribuição de energia elétrica, desde níveis de tensão
padronizados a expansão do sistema, conexão, medição, perdas e etc. Abaixo estão
relacionados os módulos do PRODIST [6]:
•
Módulo 1 – Introdução.
•
Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição.
•
Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição.
•
Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição.
•
Módulo 5 – Sistemas de Medição.
•
Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações.
•
Módulo 7 – Cálculo de Perdas de Distribuição.
•
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica.
2.2 Níveis de Tensão
No Brasil, de acordo com o PRODIST, as tensões nominais padronizadas para a
distribuição de energia são divididas nas 3 (três) categorias a seguir [7]:
6
•
Baixa tensão (BT) – Rede com tensão inferior ou igual a 1 kV se em corrente
alternada e 1,5 kV se em corrente contínua. Usualmente este nível de tensão é
usado para conectar residências e pequenos estabelecimentos comerciais.
•
Média tensão (MT) – Situam-se nesta categoria sistemas com tensão superior a 1
kV e inferiores ou iguais a 69 kV. A maioria dos utilizadores destes níveis tensão
são indústrias, comércios, hotéis, hospitais, grandes escolas, etc.
•
Alta tensão (AT) – Níveis de tensão superiores a 69 kV e inferiores ou iguais a
138 kV. Este nível de tensão é utilizado por grandes indústrias, portos, aeroportos
de grande porte.
Na Tabela 1 as tensões nominais padronizadas no Brasil de acordo com a classificação
do sistema de distribuição [7].
Tabela 1. Tensões nominais de distribuição padronizadas no Brasil.
Sistema de
Distribuição
Sistema de
Distribuição em
AT
Sistema de
Distribuição em
MT
Sistema de
Distribuição em
BT
Número de fases
Trifásico
Trifásico
Trifásico
Monofásico
Tensões nominais (V)
138.000
69.000
34.500
13.800
220/127
380/220
254/127
440/220
Para a conexão de um consumidor à rede elétrica de distribuição, o PRODIST determina
o nível de tensão adequado de acordo com a carga instalada como indicado na Tabela 2 [7].
Tabela 2. Níveis de tensão regulamentados pelo Módulo 3 do PRODIST.
Nível de tensão (kV)
BT
MT
AT
4
MUSD - Montante de Uso do Sistema de Distribuição
Carga Instalada (kW)
≤75
>75 e MUSD4≤2500
MUSD>2500
7
2.3 Configurações do Sistema de Distribuição
Um sistema de distribuição é composto por [8]:
•
Sistema de subtransmissão – Interliga a transmissão às subestações de
distribuição, normalmente a tensão utilizada é 69 kV ou 138 kV.
•
Subestação (SE) – Ponto de convergência, usualmente usada para seccionar linhas
e ou elevar/baixar níveis de tensão. Possuem entradas e saídas de linhas de
transmissão ou distribuição além de equipamento de proteção, compensação e
medição.
•
Alimentadores de distribuição primários (MT) – Leva energia até os
consumidores atendidos em MT e aos transformadores de distribuição.
•
Transformadores de distribuição – Baixa a tensão dos alimentadores de
distribuição primários de MT para BT.
•
Alimentadores de distribuição secundários (BT) – Leva energia até consumidores
atendidos em BT pelos transformadores de distribuição.
Os alimentadores de distribuição são constituídos por um circuito principal denominado
tronco de alimentador e por ramificações chamadas de ramais. Um cliente de grande ou médio
porte, dependendo da importância da carga, pode ser ligado ao sistema através de um ou mais
alimentadores, assim como dois ou mais alimentadores podem se encontrar para gerar
diferentes opções para o fluxo de potência. A seguir são apresentados os tipos de configuração
de rede mais utilizados em MT.
2.3.1 Sistema Radial
O sistema de distribuição com topologia radial é caracterizado por um fluxo de corrente
em um único sentido [9]. Nesta configuração, a alimentação do sistema de distribuição sai da
subestação através do tronco de alimentador e chega até os consumidores no final dos ramais,
conforme mostrado na Figura 2.1.
8
Figura 2.1 – Unifilar simplificado de um alimentador radial.
Conforme ilustrado na Figura 2.1, este tipo de topologia não contempla encontro de
alimentadores, ou seja, não existe a possibilidade da carga de um alimentador ser fornecida
por outro alimentador em uma condição de emergência.
Atualmente esta é a configuração mais utilizada na rede de distribuição, tendo em vista
o menor custo de instalação (menor quantidade de condutores para atender a mesma
quantidade de clientes). A grande desvantagem desta topologia é sua menor confiabilidade,
pois se uma falta ocorrer no tronco do alimentador todos os clientes serão desligados.
2.3.2 Configuração Radial com Recurso
Visando elevar a confiabilidade da rede, uma alternativa ao sistema radial é a
implantação de encontro de alimentadores, transformando o sistema na topologia radial com
recurso. Normalmente esta configuração é utilizada quando a rede de distribuição contempla
grandes blocos de cargas ou cargas importantes, como hospitais, meios de comunicação,
órgãos públicos, aeroportos, portos, grandes indústrias entre outros, em que a falta de energia
pode gerar grandes prejuízos tanto econômicos quanto para a imagem da empresa de energia.
O princípio desta configuração é aumentar o número de alternativas de fornecimento
para uma mesma carga. Neste caso diferentes alimentadores, que podem pertencer ao mesmo
transformador de uma subestação ou transformadores diferentes de uma subestação ou de
subestações diferentes. A quantidade e a origem dos encontros de alimentadores dependem
da filosofia da empresa, dos estudos e do nível de confiabilidade desejado para o sistema. Na
Figura 2.2 é apresentado um diagrama unifilar simplificado ilustrando a topologia de um
sistema radial com recurso.
9
Figura 2.2 – Unifilar simplificado de um alimentador radial com recurso.
Conforme ilustrado na Figura 2.2, a chave Normalmente Aberta (NA) representa uma
seccionadora manual ou automática ou uma Unidade Terminal Remota (URT) de encontro de
alimentador que pode ser operada, mudando seu estado para Normalmente Fechada (NF), via
comando local ou remoto. Isto significa que através deste recurso de chaveamento de
encontro de alimentadores, tanto a Subestação (SE) A quanto a SE B podem suprir a carga
uma da outra em caso de emergência. Este recurso operacional pode ser utilizado tanto no
momento de uma manutenção na rede elétrica, como na ocorrência de uma falta em uma das
SE’s ou nos alimentadores. Para evitar falta de energia aos consumidores por um longo
período, normalmente as empresas isolam a parte afetada pela falta, e fecham a chave de
encontro de alimentadores, garantindo assim a continuidade de serviço. Este procedimento
pode ser realizado de forma automática ou manual [9].
Esta topologia é muito utilizada com o objetivo de melhoria da continuidade de
fornecimento, aumento da confiabilidade e do número de possibilidades que podem ser
exploradas pela adição de subestações e alimentadores à configuração [9].
10
2.3.3 Configuração em Anel Fechado
Esta configuração consiste na interligação através de uma chave de dois alimentadores.
Normalmente esta chave está situada nas extremidades dos dois alimentadores [10].
A utilização de anel fechado traz melhoria na qualidade de energia pela diminuição de
perdas e manutenção dos níveis de tensão graças à operação em paralelo, por outro lado gera
problemas para a continuidade em caso de faltas nos troncos dos alimentadores, pois todo o
circuito em anel é desligado, por isso esta solução requer um estudo dos ajustes de proteção e
da capacidade dos equipamentos de forma a tornar a operação deste sistema melhor e mais
confiável que os sistemas radiais [10]. Na Figura 2.3 é mostrado um diagrama unifilar de um
sistema em anel fechado com dois alimentadores.
Figura 2.3 – Unifilar simplificado de uma configuração em anel fechado.
Opcionalmente os alimentadores podem ser divididos em trechos de acordo com a
importância da carga para colocação de religadores. O religador R3 que interliga os dois
alimentadores deve ficar na posição NA e deve operar sem religamento, ficando o restante dos
equipamentos operando como se o circuito fosse radial [10].
Em caso de falha em qualquer trecho o anel deve abrir através de R3 enquanto os outros
religadores passam pelos seus respectivos ciclos de religamento. Se a falta for transitória o
anel pode ser fechado novamente [10].
2.4 Qualidade da Energia
A eletricidade como insumo da sociedade moderna possui sua qualidade mensurada e
controlada como a de qualquer outro produto. Esta “qualidade de energia” está relacionada
11
com as alterações que ocorrem no sistema elétrico e podem se manifestar na forma de desvio
de freqüência, problemas de tensão e anomalias nas formas de ondas das correntes, o que
pode levar a falhas ou à operação inadequada de equipamentos.
Para que a qualidade mínima da energia seja mensurada é necessário que requisitos
sejam atendidos, baseados em padrões pré-estabelecidos. Nos módulos 3 e 8 do PRODIST
são estabelecidos os requisitos mínimos e padrões de qualidade de energia para o sistema de
distribuição brasileiro. Para manter a rede elétrica dentro dos padrões de qualidade, as
empresas precisam investir em novas tecnologias como automação, mudança de estrutura de
rede, troca de equipamentos e realizar estudos para sua implantação. A seguir, as grandezas
utilizadas para mensurar a qualidade da energia e seus respectivos valores de referência e
limites tolerados [11].
2.4.1 Tensão em Regime Permanente
Na Tabela 3 constam as faixas permissíveis da tensão de atendimento (TA) em relação à
tensão de referência (TR) ou valor nominal já descrito na Tabela 1. A faixa é dada pela
relação entre TR e a tensão de leitura (TL).
Tabela 3. Variação da tensão de atendimento para tensão nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV.
Tensão de atendimento
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de variação da tensão de leitura em
relação à tensão de referência
0,93 TR ≤ TL ≤1,05 TR
0,90 TR ≤ TL ≤0,93 TR
0,90 TR < TL ou TL >1,05 TR
Na Tabela 4 são apresentadas as faixas de tensões para BT.
Tabela 4. Variação da tensão de atendimento para tensão nominal inferior 1 kV (380/220).
Tensão de atendimento
Faixa de variação da tensão de leitura (Volts)
Adequada
348≤TL≤396 e 201≤TL≤231
327 ≤TL<348 ou 396<TL≤403
189≤TL<201 ou 231<TL≤233
V<327 ou V>403
V<189 ou V>233
Precária
Crítica
12
2.4.2 Fator de Potência (FP)
De acordo com o PRODIST, para tensões inferiores a 230 kV o fator de potência deve
situar-se entre 0,92 e 1 indutivo ou 1 e 0,92 capacitivo. O FP é calculado através da equação
(1).
P
FP =
P2 + Q2
(1)
Em que:
FP = Fator de potência;
P = Potência ativa;
Q = Potência reativa.
2.4.3 Harmônicas
Distorções harmônicas são deformações nas tensões e correntes causadas por ondas de
freqüências múltiplas inteiras da freqüência para qual o sistema foi projetado, também
conhecido como freqüência fundamental, que no caso do Brasil é 60 Hz.
Sua existência no sistema de distribuição está relacionada principalmente ao crescente
número de inversores, fontes chaveadas, variadores de velocidade e outros dispositivos que
poluem a rede devido o seu consumo de correntes não senoidais [12].
Para determinar a quantidade de harmônicos na rede é utilizada a equação (2):
hmáx
∑V
DTT =
h= 2
V1
2
h
×100
(2)
Em que:
DTT é a distorção harmônica total;
Vh é a tensão harmônica de ordem h;
V1 é a tensão fundamental medida.
Na Tabela 5 estão disponíveis os valores de referência da distorção harmônica total
estabelecidos no PRODIST.
13
Tabela 5. Valores de referência da distorção harmônica total (em porcentagem da tensão fundamental)
Tensão nominal do barramento
Distorção harmônica total (%)
VN ≤ 1 kV
1 kV < VN ≤ 13,8 kV
13,8 kV < VN ≤ 69 kV
69 kV < VN < 230 kV
10
8
6
3
2.4.4 Desequilíbrio de Tensão
O desequilíbrio de tensão é a diferença entre a magnitude das tensões de fase de um
circuito polifásico. Pode ser ocasionado pelo tipo de transformador de distribuição utilizado
ou pela natureza da carga e a forma como esta é ligada as fases e neutro do sistema de
distribuição [12].
A magnitude do desequilíbrio pode ser representada pelo Fator de Desequilíbrio (FD)
calculado através da equação (3).
FD % = 100
1 − 3 − 6β
1 + 3 − 6β
(3)
Sendo:
β=
Vab4 + Vbc4 + Vca4
(V
2
ab
+ Vbc2 + Vca2 )
2
Onde:
FD% = o fator de desequilíbrio percentual;
Vab, Vbc, Vca = tensões de linha.
O valor de referência para barramentos do sistema de distribuição é 2%.
(4)
14
2.4.5 Flutuação de Tensão
É o aumento ou a diminuição da tensão de um barramento. Um dos seus principais
efeitos é a cintilação, uma variação do fluxo luminoso que é facilmente percebida em
lâmpadas incandescentes. A determinação da qualidade da tensão de um barramento de um
sistema de distribuição quanto à flutuação de tensão avalia o incômodo provocado por este
efeito.
2.4.6 Variações de Tensão de Curta Duração
As variações de tensão de curta duração são grandes desvios no valor eficaz da tensão
em um curto intervalo de tempo. As variações de tensão são classificadas na Tabela 6.
Tabela 6. Classificação das variações de tensão de curta duração.
Classificação
Denominação
Interrupção momentânea
de tensão
Variação
momentânea de
tensão
Afundamento
momentâneo de tensão
Amplitude da tensão
(valor eficaz) em
Duração da variação
relação à tensão de
referência
Inferior ou igual a
três segundos
Superior ou igual a
Superior ou igual a
um ciclo e inferior ou
0,1 e inferior a 0,9 pu
igual a três segundos
Superior ou igual a
Elevação momentânea de
um ciclo e inferior ou
tensão
igual a três segundos
Variação
temporária de
tensão
Inferior a 0,1 pu
Superior a 1,1 pu
Superior a 3 segundos
Interrupção temporária de
e inferior ou igual a 3
Inferior a 0,1 pu
tensão
minutos
Superior a 3 segundos
Afundamento temporário
Superior ou igual a
e inferior ou igual a 3
de tensão
0,1 e inferior a 0,9 pu
minutos
Superior a 3 segundos
Elevação temporária de
e inferior ou igual a 3
Superior a 1,1 pu
tensão
minutos
15
2.4.7 Variação de Freqüência
O sistema de distribuição e de geração conectado a este deve operar durante regime
permanente e em condições normais no intervalo de freqüência de 59,9 Hz e 60,1 Hz.
Caso seja necessário o corte de cargas ou geração para manter o equilíbrio do sistema, a
freqüência deve [11]:
•
Situar-se entre 66 Hz e 56,5 Hz em condições extremas.
•
Pode permanecer acima de 62 Hz por no máximo 30 segundos e acima de 63,5 Hz
por no máximo 10 segundos.
•
Pode permanecer abaixo de 58,5 Hz por no máximo 10 segundos e abaixo de 57,5
Hz por no máximo 5 segundos.
2.5 Indicadores de Continuidade
Graças à importância da eletricidade na sociedade a tolerância a falta de energia têm
diminuído sistematicamente. Devido os grandes prejuízos e o desconforto que pode ser gerado
durante as interrupções do fornecimento de energia é de interesse das concessionárias que as
informações de continuidade sejam claras para que seja possível classificar as porções do
sistema de distribuição mais prejudicadas pela freqüência e duração deste problema. Também
é de interesse dos órgãos reguladores do sistema e da sociedade civil ter indicadores para
poder controlar e cobrar das empresas distribuidoras uma qualidade mínima de fornecimento,
chegando inclusive a multá-las caso as metas não sejam cumpridas.
De acordo com o PRODIST [11] os indicadores de freqüência e duração de interrupção
para um conjunto de unidades consumidoras devem ser calculados para períodos de
observação mensais, trimestrais e anuais. Os indicadores são o DEC e FEC, e são calculados
utilizando respectivamente as equações (5) e (6). Em ambos os casos apenas interrupções com
duração superior a 3 minutos são computadas.
k
∑ Ca(i) × t (i)
DEC =
i =1
(5)
Cc
k
∑ Ca(i)
FEC =
i =1
Cc
(6)
16
Onde:
DEC = duração equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em horas
e centésimos de hora;
FEC = freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em
número de interrupções e centésimos do número de interrupções;
Ca(i) = número de unidades consumidoras, atendidas em BT ou MT, interrompidas em
um evento (i), no período de apuração;
t(i) = duração de cada evento (i), no período de apuração;
i = índice de eventos ocorridos no sistema que provocam interrupções em uma ou mais
unidades consumidoras;
k = número máximo de eventos no período considerado;
Cc = número total de unidades consumidoras faturadas, do conjunto considerado, no
período de apuração, atendidas em BT ou MT.
2.6 Resumo do Capítulo
No capítulo 2 foram mostradas as principais configurações de rede de sistemas de
distribuição. Também foi discutida a qualidade da energia e os valores regulamentados para
diversas grandezas utilizadas para mensurar a qualidade de energia.
17
CAPÍTULO 3
PROTEÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO
3.1 Sistema de Proteção
O Sistema de Distribuição tem como propósito interligar os consumidores ao sistema de
transmissão e por sua vez suprir a demanda por energia de forma econômica e confiável.
Devido ao inexorável crescimento do consumo, atualmente o sistema elétrico apresenta-se
com grande complexidade e uma enorme diversidade de equipamentos que requerem altos
investimentos para implantação, como pode ser visto na foto apresentada na Figura 3.1.
Figura 3.1 – Foto ilustrando os equipamentos e a estrutura de uma subestação tipo distribuição.
Como todos os sistemas, a rede de distribuição também e passível de falhas, não
importa o quão bem projetado seja. Entre outros efeitos, um dos mais danosos é o arco
elétrico que causa uma destruição imensa, podendo destruir equipamentos, estruturas, derreter
condutores e núcleos de transformadores em milésimos de segundo como pode ser visto da
Figura 3.2. Mesmo sem a ocorrência de um arco, altas correntes provenientes de curtocircuito podem danificar permanentemente à planta ou equipamentos, se estes não forem
eliminados em milissegundos [2].
18
Figura 3.2 – Arco elétrico durante um falta em uma linha de transmissão [2].
Assim é necessário proteger o sistema contra defeitos que possam por em risco o capital
investido em equipamentos, o fornecimento de eletricidade e a vida de pessoas. Abaixo estão
os objetivos de um sistema de proteção [2]:
•
Manter a integridade dos equipamentos;
•
Isolar a parte afetada do restante do sistema;
•
Garantir a segurança de pessoal;
•
Assegurar a continuidade de serviço.
Um sistema de proteção é aquele ao qual estão associados todos os equipamentos
necessários para detectar, localizar iniciar e completar a eliminação de uma falta ou de uma
condição anormal de operação de um sistema elétrico [13].
3.2 Zonas de Proteção
O sistema elétrico é divido em diversas zonas com o objetivo de diminuir a porção do
sistema desligada em caso da atuação da proteção devido à ocorrência de uma falta. Cada
zona possui seus próprios relés de proteção e dispositivos de disjunção para que possam ser
isoladas do restante do sistema sem comprometer o fornecimento de outras zonas.
Normalmente os limites de uma zona são definidos pela colocação dos TC’s.
O ideal é que as zonas de proteção se sobreponham de forma a não haver áreas
desprotegidas como pode ser observado na Figura 3.3 [2].
19
Figura 3.3 – Esquema de proteção dividido em zonas [2].
Quando se fala em zonas de proteção, outros conceitos são importantes como proteção
principal e de retaguarda:
•
Proteção principal: é proteção da qual se espera a iniciativa de operar em resposta
a uma falta eliminando esta falta dentro de sua zona protegida [13].
•
Proteção de retaguarda: sistema ou parte do sistema de proteção destinado a
operar como substituto da proteção principal, caso ocorra uma falha desta, ou de
sua incapacidade de operar [13].
Na Figura 3.4 consta um exemplo de proteção principal e de retaguarda.
Figura 3.4 – Exemplo de proteção principal e de retaguarda.
Na Figura 3.4 exemplifica como deve funcionar o conceito de proteção principal e de
retaguarda. No caso de uma falta à jusante de D2 este deveria atuar, pois é a proteção
principal do alimentador, eliminando a corrente de falta. Por algum defeito em D2 ou
20
problema de coordenação ele não atuou. Assim coube a D1, a proteção de retaguarda, abrir
seus contatos e eliminar a corrente de falta.
3.3 Requisitos do Sistema de Proteção
São as propriedades básicas que descrevem a funcionalidade de um sistema de proteção.
Podem ser descritas como:
3.3.1 Seletividade
É a capacidade da proteção de desconectar apenas a parte do sistema atingida por uma
falta, isolando esta do restante do SEP. A seletividade está intimamente relacionada com a
coordenação do sistema de proteção. A coordenação corresponde ao relacionamento adequado
entre as características e os tempos de operação dos dispositivos de proteção de um sistema
elétrico de forma a garantir a seletividade [13].
Através da seletividade é possível garantir a continuidade de fornecimento ao
consumidor. No diagrama unifilar da Figura 3.5 pode ser observado em relação as faltas 1, 2,
3 e 4 a legenda indicando os dispositivos de proteção que devem atuar para garantir a
seletividade e coordenação do sistema de proteção.
Figura 3.5 – Exemplos de falta em um sistema em anel fechado.
Conforme pode ser observado na Figura 3.5, um sistema de proteção seletivo garante a
eliminação da falta, retirando do sistema apenas a parte afetada e garantindo a continuidade de
serviço aos consumidores.
A seletividade pode ser obtida através dos seguintes métodos:
21
•
Seletividade cronométrica: Os equipamentos nas diferentes zonas de proteção são
configurados para operar em tempos graduados de acordo com uma seqüência.
Características: ótima discriminação, longo tempo de atuação, o que pode causar
maiores danos durante a falta, proporciona o surgimento de uma subtensão
momentânea, é inviável para algumas aplicações. Na Figura 3.6 é apresentado um
exemplo de seletividade cronométrica.
Figura 3.6 – Exemplo de seletividade cronométrica.
Como pode ser visto na Figura 3.6, quanto menor a distância do local de
instalação da proteção em relação à geração, maior o tempo para atuação das
proteções, assim caso uma falta ocorra em algum ponto do sistema, fica garantido
a seletividade pois apenas o local onde ocorreu a falta será desligado pois o seu
tempo é menor.
•
Seletividade amperimétrica: As proteções nas sucessivas zonas são ajustadas para
correntes de acordo com a seqüência dos equipamentos de proteção.
Características: difícil coordenação e discriminação, curto tempo de atuação,
necessita de uma grande impedância entre os relés de proteção do sistema para
garantir coordenação, apresenta limitações em aplicação com correntes de curto
muito elevadas.
•
Seletividade lógica: É obtida através do envio de sinais digitais entre relés para
bloquear a atuação de um deles. Proporciona coordenação entre unidades
22
instantâneas sujeitas ao mesmo nível de curto-circuito. Surgiu com o advento dos
relés baseados em microprocessadores.
•
Unidade de proteção: São sistemas de proteção que respondem a faltas dentro de
uma zona definida. Exemplos: proteção diferencial, tele-proteção, proteção falta
restrita a terra. Características: sua operação independe da severidade da falta, não
envolve graduação de tempo, atua relativamente rápido.
3.3.2 Rapidez ou Velocidade
É a capacidade da proteção de responder rapidamente de forma a eliminar a falta e
manter a estabilidade do sistema, evitando que danos causados ao sistema possam se espalhar
chegando a causar a perda de sincronismo o que causaria um colapso no sistema de potência.
A Figura 3.7 ilustra a curva carga versus tempo para os diversos tipos de falta que
podem ocorrer num sistema elétrico. Este gráfico mostra claramente que uma falta trifásica
causa maior impacto sobre a estabilidade do sistema do que uma fase-terra, devendo ser
eliminada o mais rápido possível. A Figura 3.7mostra também que quando maior a carga do
sistema menor deve ser o tempo de permanência do mesmo sob falta [2].
Figura 3.7 – Curvas de carga verus tempo para as faltas fase-terra, fase-fase, fase-fase-terra e trifásica [2].
Como pode ser constatado na equação (7), devido à magnitude da corrente envolvida,
uma grande quantidade de energia é consumida durante uma ocorrência, assim eliminar a falta
rapidamente significa diminuir os danos causados a e pessoas e equipamentos.
E = R × I cc2 × t
(7)
23
Onde:
R = impedância do ponto de ocorrência da falta até a fonte;
Icc = corrente de curto;
t = tempo de duração da falta.
Em sistemas de distribuição usualmente as faltas não são eliminadas rapidamente, pois
são usualmente protegidos através de equipamentos de proteção coordenados através do
método cronométrico. Nos sistemas elétricos de Extra Alta Tensão (EHV) e geração são
utilizados uma maior quantidade de funções de proteção, proteções especiais e unidades de
proteção com atuações mais rápidas para limitar o impacto das faltas no sistema elétrico como
um todo.
3.3.3 Sensibilidade
Sensibilidade é a capacidade de um equipamento de proteção de reconhecer uma falta
devido a um parâmetro (corrente, tensão, potência) que excedeu um limite. Um relé ou
esquema de proteção é dito sensível se os parâmetros de atuação são baixos [2].
Nos relés eletromecânicos a sensibilidade está relacionada com a sensibilidade da
medição do movimento e era medido em termos de consumo em volt-ampère necessário para
a operação. Nos relés numéricos o que determina a sensibilidade são os parâmetros dos
Transformadores de Corrente (TC) e Transformadores de Potencial (TP) [8].
A sensibilidade deve ser tal que mesmo um curto circuito de pequena intensidade deve
ser detectado. A equação (8) mostra que a sensibilidade pode ser comparada através do Fator
de Sensibilidade (Fs). Quanto maior este parâmetro, mais sensível será o esquema de proteção
[8].
Fs =
I cc ,min
I pick −up
Onde:
Icc,min = menor valor da corrente de curto no extremo mais afastado da falta;
Ipick-up = corrente mínima especificada para operação do relé.
3.3.4 Confiabilidade
(8)
24
É a grau de certeza de que a proteção atuará corretamente, ou seja, tem a capacidade de
distinguir a presença de uma falta em sua zona de proteção, atuando corretamente quando
requerido. A confiabilidade possui dois outros conceitos relacionados, os quais são:
•
Disponibilidade: é o grau de certeza da operação correta. Como um equipamento
de proteção pode permanecer anos sem atuar é importante ter certeza de que o
mesmo esteja disponível para a eliminação de uma falta caso ela ocorra. Um
exemplo de falta de disponibilidade é a recusa de operação.
•
Segurança: é o grau de certeza de não haver operação indesejada. Um sistema de
proteção é considerado seguro se este nunca operar para uma falsa ocorrência ou
falhar. Exemplo de falta de segurança seria o trip falso.
Problemas de confiabilidade estão ligados normalmente a erros de projeto, ajustes
incorretos, testes incorretos, instalação incorreta ou degradação em serviço.
3.3.5 Custo
É obter a máxima proteção com o menor custo. Projetar um sistema de proteção que
satisfaça todos os requisitos de proteção fica muito dispendioso, devendo a empresa analisar a
relação custo/benefício para cada projeto.
3.4 Equipamentos de Proteção
Devido às elevadas correntes que surgem durante curtos-circuitos é de grande
importância a existência de equipamentos que possam atuar eliminando a corrente de falta,
proporcionando a redução ou eliminação do risco de danos a equipamentos e pessoas.
Usualmente os seguintes equipamentos são utilizados nesta função:
•
Pára-raios;
•
Relés;
•
Chaves-fusíveis;
•
Disjuntores;
•
Religadores;
•
Seccionadores.
3.4.1 Relés
25
Os relés são equipamentos responsáveis pelo gerenciamento de determinado circuito
elétrico. Eles monitoram grandezas (mecânicas, elétricas, térmicas, óticas, etc) e as comparam
com valores de referência pré-definidos, comandando a abertura de equipamentos de
disjunção ou outros dispositivos.
Normalmente os relés estão associados a equipamentos de disjunção (religadores e
disjuntores) responsáveis pela interrupção das correntes de falta. Cabe aos relés detectar
anormalidades no sistema elétrico, a partir da análise dos sinais provenientes de
transformadores de instrumentação (TCs e TPs) e comandar a abertura dos equipamentos de
disjunção ou simplesmente sinalizar a existência de uma anormalidade no SEP [8].
A atuação do relé se dá de duas formas:
•
Instantânea: quando um valor monitorado atinge certo limite pré-estabelecido no
relé.
•
Temporizada: quando um valor monitorado atinge certo limite e um relógio
interno é disparado. Se o valor continuar acima do limite por determinado
período, o relé atua enviando um sinal de trip para um equipamento de disjunção
ou uma sinalização.
A Figura 3.8 mostra a conexão de um relé ao SEP através de TP e TC atuando em um
disjuntor.
Figura 3.8 – Conexão de um relé ao SEP.
Graças a diversidades de equipamentos e configurações dos sistemas elétricos, os relés
foram desenvolvidos para preencher os mais variados tipos de requisitos de proteção. Os relés
e funções de proteção são padronizadas através das normas IEEE (Institute of Electrical and
26
Electronics Engineers), ANSI (American National Standards Institute) e IEC (International
Electrotechnical Commission) [2].
3.4.2 Chaves-Fusíveis
Os fusíveis utilizados em sistemas de distribuição são do tipo expulsão. Eles são
montados em chaves com contatos fixos e móveis e um cartucho para a colocação de elo
fusível. São muito utilizadas na proteção de transformadores de distribuição e nos ramais do
sistema de distribuição [3].
A operação da chave fusível ocorre quando uma elevada corrente passa pelo elo fusível.
Caso isso ocorra, o elo será aquecido, chegando a fundir-se caso o valor desta corrente
ultrapasse um determinado valor e um tempo pré-estabelecido. A alta temperatura provoca a
queima e a decomposição parcial do revestimento interno do cartucho que contém uma fibra
desionizante, o que gera gases que extinguem o arco no instante de corrente nula. A pressão
interna do cartucho aumenta devido à elevada temperatura, o que ajuda a manter o circuito
aberto pela abertura das extremidades do cartucho [3]. Na Figura 3.9 é apresentada a foto de
uma chave fusível.
Figura 3.9 – Chave-fusível [14].
A curva característica inversa de tempo x corrente do elo fusível define o tempo para
operação em cada nível de corrente de falta. Um exemplo de curva pode ser visto na Figura
3.10, na qual ela é representada por uma faixa entre duas outras curvas [8].
27
Figura 3.10 – Característica de tempo inversa de um fusível [8].
3.4.3 Disjuntores
Os disjuntores são equipamentos de manobra e proteção usados para abrir ou fechar um
circuito em quaisquer condições de operação. São projetados para suportar tanto correntes de
carga quanto de curto-circuito.
Na Figura 3.11 é ilustrado um sistema de proteção simplificado através de um diagrama
trifilar, no qual pode ser observado um TC fornecendo sinal de corrente para um relé
eletromecânico associado a um disjuntor.
Figura 3.11 – Circuito de acionamento de um disjuntor [8].
28
Durante a abertura dos contatos surge um arco elétrico que deve ser extinto para que a
manobra seja efetuada com sucesso. Normalmente os disjuntores são classificados de acordo
com a tecnologia utilizada para extinção do arco, são os tipos comuns:
•
Disjuntores a sopro magnético: usados em MT, até 24 kV, principalmente em
cubículos;
•
Disjuntores a óleo: disjuntos de grande volume de óleo (GVO) são usados MT e
AT até 230 kV. Os disjuntores de pequeno volume do óleo (PVO) são utilizados
em MT até 63 kV;
•
Disjuntores a vácuo: apropriado para usar em cubículos devido à boa relação
capacidade de ruptura/volume;
•
Disjuntores a ar-comprimido: boas propriedades de extinção de arco em altas
tensões, alto custo devido à geração de ar comprimido, muito ruído para operação.
•
Disjuntores a SF6 (Hexafluoreto de Enxofre): SF6 é inerte até 5000 ºC, incolor,
inodoro, não inflamável.
3.4.4 Religador
Um religador é constituído por um mecanismo projetado para abrir e fechar circuitos em
carga ou em curto-circuito. Os sensores utilizados são TCs e microprocessadores dedicados
desempenham o controle.
Para extinguir o arco elétrico gerados pelo chaveamento de correntes de carga ou curtocircuito, os religadores utilizam tecnologias similares aos disjuntores como óleo isolante,
câmaras de vácuo, gás (SF6). Na figura 3.12 há um exemplo de aplicação de um religador.
Figura 3.12 – Exemplo de aplicação de um religador utilizado na saída de alimentador de uma subestação [15].
Observando a Figura 3.12, na ocorrência de uma falta o religador detecta uma
sobrecorrente e abre seus contatos e religa-o automaticamente após um intervalo de tempo.
Caso a sobrecorrente reapareça o ciclo de “disparo x religamento” é repetido até 3 vezes
consecutivas. Caso a seqüência chegue ao quarto disparo os contatos do religador são
mantidos abertos e travados [15].
29
A repetição de abertura e fechamento dos contatos permite ao religador testar se o
defeito desapareceu, possibilitando diferenciar um defeito transitório de um defeito
permanente [15]. Na Figura 3.13 é possível ver a seqüência de operação de um religador.
Figura 3.13 – Sequência de operação de um religador [15].
Geralmente um religador é projetado para realizar no máximo 3 religamentos seguidos
por 4 disparos, porém eles podem ser configurados para 1, 2 ou três sendo que no último ele
deve permanecer aberto e bloqueado. Os tempos de disparo podem ser rápidos (instantâneos)
ou lentos (temporizados) [15]. Ainda é possível determinar qual função de proteção ativa a
seqüência de religamento, por exemplo, é possível definir que o primeiro ciclo religamento
seja ativado pela unidade de sobrecorrente instantânea [8].
3.4.6 Seccionalizador
São dispositivos projetados para operar em conjunto com um religador ou disjuntor
dotado da função de religamento. As chaves seccionalizadoras devem ser ligadas a jusante
destes equipamentos como pode ser visto na Figura 3.14 [15].
Figura 3.14 –Chave Seccionalizadora instalada à jusante de um religador.
As chaves seccionalizadoras possuem sistemas de controle que realizam funções de
medição, proteção registro de eventos, etc. Fisicamente elas não possuem capacidade de
interromper correntes de carga, sendo papel do religador ou disjuntor de retaguarda de
interromper sobrecorrentes caso ocorra uma falta [15].
30
A operação deste tipo de chave se dá pela contagem do número de interrupções do
religador à montante. A cada disparo do religador a chave conta uma interrupção, se o número
de religamentos atingir o valor programando na chave, ela abrirá seus contatos antes da
abertura definitiva do religador. Assim o trecho sob falta permanente é desligado e os trechos
restantes continuam a operar normalmente [8].
3.5 Cálculo das Correntes de Falta
Aqui será apresentado o equacionamento necessário para o cálculo de correntes de falta
em alimentadores radiais para os propósitos deste trabalho. Na Figura 3.15 consta um
diagrama que representa um sistema radial simplificado.
Figura 3.15 – Sistema radial simplificado.
Nesta configuração são dadas impedâncias das seqüências positiva e negativa
equivalentes em p.u (Z+eq, Z0eq) que representam o restante do sistema elétrico e as respectivas
impedâncias da linha de distribuição estudada em função da distância (Z+linha, Z0linha).
Como as impedâncias das linhas são dadas em ohm/km elas devem ser transformadas
para valores em p.u, assim é necessário dividir Z+linha e Z0linha por Zbase que é igual a [3]:
Sbase = 100 MVA
(9)
Vbase = 13,8kV
(10)
Z base =
Vbase 2
= 1,9044Ω
Sbase
Assim para calcular a impedância dos condutores temos [3]:
(11)
31
Z + Linha ( p.u.) =
Z + Condutor
⋅d
Zbase
(12)
Z 0 Linha ( p.u.) =
Z 0Condutor
⋅d
Zbase
(13)
Assim a impedância total é dada por [3]:
Z +Total ( p.u.) = Z + eq ( p.u.) + Z + Linha ( p.u.)
(14)
Z 0Total ( p.u.) = Z 0eq ( p.u .) + Z 0 Linha ( p.u .)
(15)
Com os valores de (14) e (15) disponíveis basta aplicá-los nas equações para cada tipo
de curto. Mas antes de determinar cada corrente de curto é necessário calcular a corrente de
base do sistema que é [3]:
I base =
Sbase
100000000
=
= 4183, 6976 A
3 ⋅Vbase
3 ⋅13800
(16)
De acordo com [3], de posse das impedâncias em p.u. as seguintes expressões devem
ser utilizadas para calcular as correntes de curto circuito:
•
Curto circuito trifásico:
I cc 3φ =
•
Z +Total ( p.u .)
(17)
Curto circuito fase-fase:
I ccφφ =
•
I base
Curto circuito fase-terra:
3 ⋅ I base
2Z +Total ( p.u.)
(18)
32
I ccφt =
•
3I base
( 2Z +Total ( p.u.) + Z0Total ( p.u.) )
(19)
Curto circuito fase-terra mínimo:
I ccφt =
3I base
( 2Z+Total ( p.u.) + Z0Total ( p.u.) + 3Rt ( p.u.) )
(20)
Onde Rt é a resistência de contato.
3.6 Automação da Proteção de Sistemas Aéreos de Distribuição
3.6.1 Motivação
Houve nos últimos anos um movimento em direção à privatização e uma maior
regulação do setor de distribuição, o que contribuiu para elevar o interesse das
concessionárias de manter elevados níveis de fornecimento sob pena inclusive de pesadas
multas e ressarcimento a clientes com problemas de fornecimento. A qualidade da energia
vem sendo tratada com maior atenção e a tolerância do mercado consumidor a faltas vem
diminuindo, inclusive em áreas rurais onde os investimentos sempre foram normalmente
protelados em favor das áreas urbanas [2].
Todos esses fatores somados à evolução tecnológica proporcionada pela grande
evolução dos relés eletromecânicos ou eletrônicos para IEDs (Intelligent Electronic Device)
fizeram com que as possibilidades de utilização da automação para sistemas de distribuição
fossem expandidas.
3.6.2 Evolução
Antes da existência dos modernos IEDs, a automação era utilizada de forma limitada,
ficando restrita a sistemas de geração, transmissão e subestações de distribuição devido às
dificuldades impostas pela tecnologia. Eram necessárias unidades terminais remotas (UTR)
para aquisição de dados, estas interligavam relés eletromecânicos ou eletrônicos ao sistema
SCADA e o CCS. Havia ainda uma grande quantidade de cabos para levar sinais dos relés e
painéis e inúmeros equipamentos auxiliares [8].
33
Todo esse aparato dificultava a expansão do sistema de automação e proteção além de
inibir a utilização de técnicas como recomposição automática do sistema pela dificuldade de
comunicação entre diferentes dispositivos com arquiteturas diversas.
Os modernos IEDs desempenham um importante papel nas funções de proteção,
supervisão, controle, medição e automação.
Hoje um moderno sistema de automação permite a redução do pessoal envolvido no
controle do sistema. Ainda possibilita a mudança do ajuste da proteção remotamente,
obtenção de dados de oscilografia e estado do equipamento, rápida reconfiguração do sistema
elétrico e proteção pelo chaveamento de cargas e mudança de parâmetros de relés. Todas
essas possibilidades resultaram na melhoria da qualidade da energia [2].
3.6.3 Arquitetura de um Sistema Digital de Automação (SDA).
Com o aperfeiçoamento da tecnologia de telecomunicações, atualmente as subestações
são interligadas ao Centro de Operações do Sistema (COS), o que proporciona intervenção
remota do operador do sistema. Na Figura 3.16 consta a arquitetura de um SDA.
Figura 3.16 – Diagrama de blocos do SDA de uma subestação [9].
Num SDA, como o apresentado na Figura 3.16, existem 4 níveis, que podem ser
descritos como:
•
Nível 0: Corresponde ao nível de equipamento, do processo em si como
religadores, disjuntores, transformadores, etc;
34
•
Nível 1: Constituído pelas Unidades de Controle de Posição (UCP), relés,
intertravamentos e automatismos locais;
•
Nível 2: Comunicação com UCPs, Unidade de Controle da Subestação (UCS),
sistema SCADA;
•
Nível 3: Encontra-se no COS.
3.7 Resumo do Capítulo
Neste capítulo foram apresentados os objetivos de um sistema de proteção bem como
alguns equipamentos utilizados neste tipo de sistema. Foi ainda explicado o cálculo de
correntes de curto circuito e foram introduzidos os sistemas de automação.
35
CAPÍTULO 4
RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA DO SISTEMA
4.1 Introdução
A recomposição de sistemas elétricos tem sido alvo de diversos estudos, principalmente
no âmbito do sistema básico compreendendo a transmissão e geração devido aos impactos
gerados pela perda de linhas importantes ou unidades geradoras de grande porte. Isto já foi
testemunhado no Brasil durante o apagão em 2009, neste caso milhões de pessoas ficaram
sem fornecimento durante algumas horas devido à complexidade inerente à re-energização de
grandes sistemas. Alguns desses estudos sobre recomposição podem ser vistos em [16], [17] e
[18].
No âmbito da distribuição, a recomposição do fornecimento pode acontecer através da
operação manual de chaves entre alimentadores, da operação remota do sistema (SCADA) em
religadores e chaves seccionalizadoras ou mais recentemente através de equipamentos
inteligentes que operando de forma automática dão a capacidade do sistema de se autorecuperar (Self-Healing) [1].
Como visto no capítulo 2, seção 5, os indicadores de qualidade DEC e FEC são afetados
por interrupções de fornecimento superiores a 3 minutos. Assim a velocidade do reestabelecimento impacta diretamente nas metas da concessionária, o que motiva o estudo de
Sistemas de Recomposição Automáticos. Na Figura 4.1 há o exemplo de recomposição do
sistema.
36
Figura 4.1 – Exemplo de recomposição de um hipotético sistema de distribuição.
Observando a Figura 4.1 e considerando uma falta permanente entre as chaves CH1 e
CH2 no tronco do alimentador após a corrente de falta ser extinta pela ação do religador é
possível citar 3 cenários para a re-energização do trecho livre de defeitos de acordo com o
funcionamento das chaves CH1, CH2, e CH8.
a) Chaves CH1, CH2, e CH8 são manuais: Neste caso seria necessário o deslocamento
de uma ou mais equipes de campo até as chaves CH1 e CH2, abrir as mesmas
isolando o trecho com defeito, em seguida a chave CH8 será fechada para que o
restante da rede seja alimentado pela SE B.
b) Chaves CH1, CH2 e CH8 são telecomandadas: Um operador no CCS através de
comandos via SCADA ordena a abertura de CH1 e CH2 e o fechamento de CH8.
c) Chaves CH1, CH2 e CH8 são dotadas de inteligência com funcionalidades de SelfHealig: As chaves CH1 e CH2 abrem-se e a chave CH8 fecha-se automaticamente.
É fácil perceber que nos três casos a série de ações necessárias para pôr o sistema em
funcionamento ao menos parcialmente demanda tempos diferentes de acordo com o tipo de
chave empregada. No primeiro caso há a necessidade de deslocamento de equipes. De acordo
com [19] o tempo para chaveamento manual de cargas entre alimentadores pode variar de 50
a 80 minutos, o que é muito superior ao tempo mínimo estipulado para que uma falta seja
contabilizada pelos índices DEC e FEC que é de 3 minutos.
37
No segundo caso, usando operadores e SCADA, apesar do deslocamento ser eliminado
ainda existe o tempo necessário para envio de comandos e o operador deve observar se existe
folga nas linhas e na SE B para suportar a nova carga, isso demanda tempo e pode novamente
ultrapassar a barreira dos 3 minutos.
Por fim na disponibilidade de chaves com o conceito de Self-Healing o reestabelecimento se dá muito rápido, pois neste caso não existe o fator humano. O tempo de
recomposição neste caso é menor que 1 minuto [19].
4.2 Self-Healing
Self-healing é um importante conceito em redes inteligentes ou Smart-Grids, que diz
respeito à capacidade do sistema de retornar ao seu estado normal após a ocorrência de uma
falta de forma automática.
Devido a sua característica automática todo o processo de recuperação deve ocorrer sem
intervenção humana, sendo utilizadas para isso chaves seccionadoras sob carga ou religadores
que possuam controladores em constante comunicação [1].
4.2.1 Implementação
Basicamente existem duas formas de implementar um sistema de recomposição
automática. A primeira consiste da instalação de módulos de controle em equipamentos de
manobra com controladores que possuam comunicação, leitura analógica de tensão e corrente
e ponto de estado digital para detecção de falta. Na Figura 4.2 há o exemplo de um destes
controladores [1].
Figura 4.2 – Módulo controlador UIM da S&C instalado em controlador CAPM5 da NULEC [1].
38
Outro método de implementação é através da utilização de religadores e chaves sob
carga dotadas de microprocessadores para implementar a funcionalidade de Self-Healing. Um
exemplo pode ser visto na Figura 4.3.
Figura 4.3 – Religador da S&C com tecnologia Intelliteam de recomposição automática [1].
4.2.2 Comunicação
A comunicação é essencial para que o Self-Healing seja realizado, uma vez que a troca
de informações entre os equipamentos ditará as operações necessárias para o reestabelecimento do fornecimento. Com o intuito de obter a robustez necessária a esse tipo de
sistema uma rede peer-to-peer5 dever ser utilizada onde cada chave e religador inteligente é
um nó da rede. Assim, caso um dos equipamentos falhe e suas informações (estado dos
contatos, valores de corrente, tensão) não possam ser acessadas diretamente os equipamentos
restantes devem disponibilizá-las [1].
Quanto ao meio físico por onde a comunicação acontece, existem equipamentos que
utilizam rádio e outros usam fibra ótica, sendo o PLC (Power Line Communication) uma
alternativa que está em estudo para utilização em automação e supervisão de sistemas de
distribuição como pode ser visto em [20].
Outra possibilidade é a interligação do sistema de recomposição automática com o
sistema SCADA e o CCS. Um exemplo de topologia de comunicação pode ser visto na Figura
4.4.
5
Peer-to-peer ou rede ponto a ponto é uma arquitetura de sistemas distribuídos caracterizada pela
descentralização das funções na rede, onde cada nodo realiza tanto funções de servidor quanto de cliente [21].
39
Figura 4.4 – Topologia do sistema de recomposição automática interligado ao SCADA da concessionária.
4.2.3 Operação
Os objetivos de um sistema de recomposição automática são:
a) Isolar o trecho com falta [1]:
A maneira como o isolamento do trecho em falta ocorre depende do tipo de dispositivo
de manobra a ele associado. Caso seja um religador e a falta ocorra à jusante deste, ele irá
abrir seus contatos e isolar a falta.
Se o equipamento for uma chave sob carga, e ocorrer uma falta à jusante desta, a chave
aguardará a atuação do religador à montante no alimentador. Quando o controlador da chave
detecta uma sobrecorrente e em seguida uma falta de tensão ele entenderá que o dispositivo à
montante abriu seus contatos. Neste tempo morto do religador a chave abrirá seus contatos
para evitar que ela tenha que abrir uma corrente de falta para a qual não foi projetada.
b) Recompor os trechos do sistema que não estão sob falta [1]:
Com o trecho em falta isolado, todos os controladores das chaves sob carga e
religadores devem trocar informações entre si sob estado dos contatos, se há tensão, níveis de
corrente, se foi detectada sobrecorrente, etc.
40
Com estas informações os controladores devem tomar a decisão de fechar ou não os
contatos de cada uma das chaves seguindo os seguintes parâmetros limitantes:
•
A falta não deve estar no trecho recomposto;
•
As cargas recompostas não devem sobrecarregar o alimentador para o qual elas
serão transferidas.
Na Figura 4.5 há o exemplo de uma rede de distribuição com sistema de recomposição
automática utilizando o conceito Self-Healing.
Figura 4.5 – Rede exemplo com sistema de recomposição automática e conceito Self-Healing.
A rede apresentada na Figura 4.5 é alimentada por duas subestações (A e B), possui 7
chaves sob carga (C1, C2, C3, C4, C5, C6, C7) e 2 religadores (R1 e R2), um para cada
barramento de subestação. T1, T2, T3, T4, T5 e T6 representam os trechos da rede
delimitados pelas chaves. T1, T2, T5 e T6 são alimentados pela SE A e T3, T4 pela SE B. As
Figuras 4.6 mostra a seqüência de eventos após a ocorrência de uma falta no trecho 1.
41
Figura 4.6 – Seguência de chaveamentos do Sistema de Recomposição Automática.
Como o primeiro objetivo do sistema de recomposição automática é isolar a área sob
falta, assim que o religador R1 na Figura 4.6(a) detecta a sobrecorrente ele abre seus contatos
iniciando o ciclo de religamento. Se a falta for permanente após uma quantidade programada
de religamentos ele abrirá seus contatos em definitivo, o que pode ser visto na Figura 4.6 (b).
Neste momento todas as chaves que detectaram a falta de tensão abrem seus contatos como
pode ser visto na Figura 4.6 (c).
Após o cumprimento do primeiro objetivo que é isolar a área sob falta, tem início à
operação de recomposição que representa o segundo objetivo do sistema.
42
Inicialmente a chave C2 se comunica com C1, C3 e C7 e obtém as informações destas.
Se C1, C3 e C7 não houverem detectado sobrecorrente passando por elas então C2 saberá que
o trecho T2 não possui defeito e pode ser re-energizado, isso é mostrado na Figura 4.6 (d).
Em seguida C5 faz a mesma operação de comunicação com as chaves C4, C6 e C7,
como T6 não possui defeito já que C6 não detectou sobrecorrente então C5 pode fechar seus
contatos e religar T6, como pode ser visto na figura 4.6 (e).
Caso uma sobrecarga ocorra no trecho 3 por exemplo, C2 deve negociar com C7 para a
primeira abrir seus contatos e a segunda fechar mudando assim fluxo de potência do trecho 2,
como visto na Figura 4.6 (f).
As chaves C1 e C6 ao se comunicarem com o religador saberão que ele detectou uma
sobrecorrente, por isso elas não devem fechar seus contatos para manter o trecho T1 isolado
até que o defeito seja corrigido.
4.3 Requisitos para Implantação do Sistema de Recomposição Automática.
4.3.1 Fluxo de Carga
Como o funcionamento de um sistema de recomposição automática requer o
chaveamento de cargas entre alimentadores, é de suma importância determinar se aquele
alimentador suporta a nova carga a ele ligada, por isso é necessário um estudo do fluxo de
carga em cada trecho para evitar problemas como sobrecarga dos condutores.
O objetivo de um estudo de fluxo de carga é obter a magnitude de tensão e ângulos em
cada barra do sistema para uma determinada carga e condições de geração. Quando esta
informação é conhecida o fluxo de potência ativa e reativa em cada linha pode ser calculado
[22].
Para o cálculo do fluxo as barras do sistema são divididas em 3 tipos [22]:
•
Barras PQ ou de Carga: neste tipo de barra são conhecidos a potência ativa e
reativa, normalmente não há geração neste tipo de barra. Serão variáveis para esta
barra o módulo e o ângulo da tensão;
•
Barras PV ou de tensão controlada: neste tipo de barra são conhecidos a potência
ativa e o módulo da tensão. Serão variáveis a potência reativa e o ângulo da
tensão;
•
Barra de referência, swing, slack ou de folga: Nesta barra são conhecidos o
módulo e ângulo da tensão sendo as potências ativa e reativa calculadas.
43
A solução do fluxo de potência passa pela solução de um sistema com 2(N-1) – (R-1)
equações e variáveis, onde N representa o número de barras e R o número de geradores, as
equações para potência ativa e reativa são respectivamente [23]:
N
0 = − Pi + ∑ Vi Vk ( Gik cos θik + Bik sin θik )
(21)
k =1
N
0 = −Qi + ∑ Vi Vk ( Gik sin θik − Bik cos θik )
(22)
k =1
Onde:
Pi é a potência ativa injetada na barra i;
Qi é a potência reativa injetada na barra i;
Gik é a parte real do elemento da matriz de admitância Y na i-ésima linha da k-ésima
coluna;
Bik é a parte imaginária do elemento da matriz de admitância Y na i-ésima linha da késima coluna;
|Vi| é o módulo da tensão na i-ésima barra.
|Vk| é o módulo da tensão na k-ésima barra.
θik é a diferença dos ângulos das tensões das i-ésima e k-ésima barras.
Para solução das equações não lineares do fluxo de potência a técnica mais utilizada é
um método numérico chamado de Método de Newton-Raphson que leva ao seguinte sistema
de equações [23]:
 ∆θ 
−1  ∆P 
∆ V  = − J  
 ∆Q 


(23)
Onde: ∆P e ∆Q são as equações de mismatch e J é a matriz Jacobiana:
N
∆Pi = − Pi + ∑ Vi Vk ( Gik cos θik + Bik sin θik )
k =1
(24)
44
N
∆Qi = −Qi + ∑ Vi Vk ( Gik sin θik − Bik cos θik )
(25)
k =1
 ∂∆P
 ∂θ
J =
 ∂∆Q

 ∂θ
∂∆P 
∂V 

∂∆Q 

∂V 
(26)
Onde:
Pi é a potência ativa injetada na barra i;
Qi é a potência reativa injetada na barra i;
Gik é a parte real do elemento da matriz de admitância Y na i-ésima linha da k-ésima
coluna;
Bik é a parte imaginária do elemento da matriz de admitância Y na i-ésima linha da késima coluna;
|Vi| é o módulo da tensão na i-ésima barra.
|Vk| é o módulo da tensão na k-ésima barra.
θik é a diferença dos ângulos das tensões das i-ésima e k-ésima barras.
∂∆P
é a derivada parcial de ∆P em relação a ao ângulo θ.
∂θ
∂∆Q
é a derivada parcial de ∆Q em relação a ao ângulo θ.
∂θ
∂∆P
é a derivada parcial de ∆P em relação a ao módulo da tensão V.
∂V
∂∆Q
é a derivada parcial de ∆Q em relação a ao módulo da tensão V.
∂V
Assim é possível determinar para a iteração m+1 a tensão e a magnitude dos ângulos
[23]:
θ m +1 = θ m + ∆θ
V
Onde:
m +1
m
= V +∆V
(27)
(28)
45
θm é o valor atual do ângulo;
θm+1 é o valor do ângulo para a próxima iteração;
|V|m é o valor atual do módulo da tensão;
|V|m+1 é o valor do módulo da tensão na próxima iteração.
Utilizando as equações abaixo é possível calcular o fluxo de potência ativa e reativa em
cada barra do sistema [22]:
N
Pi (V , θ ) = Vi ∑ ( Gik cos θik + Bik sin θik )Vk
(29)
k =1
N
Qi (V ,θ ) = Vi ∑ ( Gik sin θik − Bik cos θik )Vk
(30)
k =1
Onde:
Pi(V,θ) é a potência ativa injetada na barra i;
Qi é a potência reativa injetada na barra i;
Gik é a parte real do elemento da matriz de admitância Y na i-ésima linha da k-ésima
coluna;
Bik é a parte imaginária do elemento da matriz de admitância Y na i-ésima linha da késima coluna;
|Vi| é o módulo da tensão na i-ésima barra.
|Vk| é o módulo da tensão na k-ésima barra.
θik é a diferença dos ângulos das tensões das i-ésima e k-ésima barras.
Assim um algoritmo simplificado para a solução é:
a) Atribuir um valor inicial para todos os valores desconhecidos. É comum utilizar
todos os ângulos como 0 e todos os módulos de tensão igual a 1 pu;
b) Resolver as equações de balanço de fluxo de potência (21) e (22);
c) Obter o sistema (23) para os valores de ângulos e módulos de tensão mais recentes;
d) Resolver o sistema;
e) Atualizar os valores de ângulo de tensão;
f) Checar as condições de parada. Se atendidas, então parar o algoritmo, senão voltar
para b.
46
4.3.2 Faseamento
Faseamento é um procedimento que tem por finalidade adequar os ângulos entre fases
do sistema, visando facilitar manobras entre alimentadores de uma mesma subestação, entre
alimentadores de subestações diferentes ou linhas de transmissão [9].
No sistema elétrico é necessário fechar encontros entre alimentadores para suprir cargas
por outros caminhos durante manutenções ou defeitos. Em sistemas de recomposição
automática também existe essa necessidade, e para que estes encontros sejam fechados
algumas condições devem ser observadas como freqüência, nível de tensão, e ângulo de
defasagem no ponto de encontro [9].
Caso o faseamento não seja feito, o encontro de alimentadores pode possuir as fases
invertidas. Existem diversas combinações:
•
Um com seqüência direta (ABC) e outro com a seqüência inversa (ACB);
•
Ambos podem estar na seqüência direta, mas com fases trocadas (ABC com BCA
ou com CAB);
•
Ambos podem estar com a seqüência trocada (ACB com CBA ou com BAC).
Em sistemas faseados, a transferência de carga ocorre sem interrupção de energia. Se o
sistema está apenas seqüenciado então a transferência pode acontecer apenas com interrupção
do fornecimento. Não pode haver transferência de carga entre sistemas não seqüenciados [9].
4.4 Resumo do Capítulo
Neste capítulo foi mostrado o funcionamento de um sistema de recomposição
automática e o conceito de Self-healing foi apresentado. Através de um exemplo as etapas da
recomposição um sistema com Self-healing foram explicadas. Por fim foi dada uma
explicação sobre fluxo de carga e faseamento.
47
CAPÍTULO 5
ESTUDO DE CASO: RECOMPOSIÇÃO AUTOMÁTICA DA REDE
ELÉTRICA DO CAMPUS DO PICI
5.1 Introdução
O Campus do Pici, pertencente à Universidade Federal do Ceará, está situado na cidade
de Fortaleza e abriga diversos cursos de graduação e prós graduação das mais diversas áreas.
O campus conta com uma rede de distribuição própria com mais de 6 km de extensão com
tensão de fornecimento de 13,8 kV e é interligada ao sistema COELCE pela subestação Pici.
O Campus passa por uma forte expansão e este crescimento tem impacto direto sobre a
rede de distribuição tendo em vista que a cada novo bloco construído mais transformadores de
distribuição e ramais são ligados o que gera dúvidas sobre a capacidade da rede de suportar
esta demanda emergente. Na Figura 5.1 consta a demanda de potência ativa do mês de
setembro de 2010.
Figura 5.1 – Gráfico com a demanda de potência ativa do Campus do Pici durante o mês de setembro de 2010
retirado da ferramenta online disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A.
Como pode ser visto na Figura 5.1 a instalação chegou a picos de demanda de 3,59MW
no dia 22 de setembro. Na Figura 5.2 consta a demanda para o dia 20 de outubro de 2010.
48
Figura 5.2 – Demanda do dia 20 de outrubro de 2010 do Campus do Pici retirado da ferramenta online
disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A.
Na Figura 5.2 é possível ver que enquanto a demanda durante o dia atinge seu valor
máximo de 3.3 MW por volta das 14 horas, durante a madrugada esta demanda gira em torno
de 1 MW.
Outro grave problema para a qualidade de energia da instalação é o baixo fator de
potência, que como pôde ser visto no capítulo 2, seção 4.2, deve situar-se entre 0,92 e 1
indutivo ou 1 e 0,92 capacitivo. Na Figura 5.3 consta o fator de potência da instalação durante
o mês de setembro de 2010.
Figura 5.3 – Fator de potência registrado no mês de setembro de 2010 no Campus do Pici obtido através da
ferramenta online disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A.
49
Na Figura 5.3 é possível notar os baixos valores do FP chegando inclusive a valores tão
baixos quanto 0,7 indutivo. Na Figura 5.4 há o gráfico do FP do dia 20 de outubro de 2010.
Figura 5.4 – Fator de potência do Campus do Pici no dia 20 de outrubro de 2010 obtido através da ferramenta
online disponíbilizada pela COELCE aos clientes do grupo A.
Na Figura 5.4 é possível notar a disparidade entre o FP durante o dia e durante a noite.
Entre 8 e 18 horas o FP fica acima do valor 0,92 indutivo normatizado no PRODIST. Durante
a madrugada o FP atinge seus valores mais baixos, em torno de 0,80 indutivo.
Outro grave problema da instalação é obsolescência dos equipamentos de proteção que
a muito deixaram de possuir os requisitos básicos de funcionamento deste tipo de sistema (ver
capítulo 3, seção 3).
A única proteção do alimentador é um relé eletromecânico, tecnologia ultrapassada, que
comanda um disjuntor principal. Ainda existem chaves fusíveis distribuídas na rede em
ramais e chaves seccionadoras manuais. Com esta configuração o Pici sofre constantes faltas
de energia, muitas vezes de longa duração, visto que seu sistema de distribuição é vulnerável
a faltas transitórias e permanentes que desligam o campus por completo. A grande quantidade
de árvores existentes no local contribui para que faltas à terra momentâneas se desdobrem em
desligamento da instalação por completo, pois não existem religadores e seccionalizadores
comandados por relés inteligentes e sob supervisão de um sistema SCADA.
Todos os problemas ocasionados pela vulnerabilidade da rede se desdobram em
prejuízos financeiros como queima de equipamentos, perda de experimentos em laboratórios,
impossibilidade dos professores de ministrar aula e o descontentamento geral da comunidade
50
universitária. Toda esta problemática torna o estudo de um Sistema de Recomposição
Automática junto com novas configurações da rede do Campus do Pici plenamente
justificáveis e de grande importância para o futuro da própria Universidade.
5.2 Levantamento de Dados da Rede
Para o desenvolvimento deste trabalho os registros dos equipamentos da rede são de
extrema importância, porém o mesmo estava desatualizado devido ao grande número de
construções novas ocorrendo em paralelo no Campus. Por isso no primeiro semestre de 2010
foi feito um levantamento dos novos ramais e transformadores de distribuição instalados no
Pici. Neste levantamento foram conferidos os locais de instalação dos transformadores,
posição de chaves e seus estados (abertas, fechadas), distâncias dos novos ramais etc. Os
dados do levantamento juntamente com as potências dos transformadores constam no Anexo
1. A Figura 5.5 é uma fotografia de satélite do Campus do Pici.
Figura 5.5 – Imagem de satélite do Campus do Pici (limites em vermelho).
51
Na Figura 5.6 consta o diagrama unifilar simplificado da rede do Campus do Pici após o
levantamento.
Figura 5.6 – Diagrama unifilar simplificado do Campus do Pici com a posição do disjutor da instalação e as
chaves seccionadoras manuais.
A configuração presente na Figura 5.6 é a mais recente da rede elétrica do Campus do
Pici e foi utilizada para simular o fluxo de carga, correntes de curto circuito e tensões,
utilizando o software de análise de sistemas de potência Easy Power, visando o estudo de
caso do Sistema de Recomposição Automática.
52
A carga instalada (considerando a soma de todos os transformadores de distribuição
instalados) é de 10.312,5 kVA.
O cabeamento é composto por 3 bitolas diferentes:
•
Do disjuntor e até a bifurcação antes das chaves S-1 e S-2 é do tipo Cobre 50
mm²;
•
Da bifurcação passando pela chave S-2 até S-3 é do tipo Cobre 35 mm²;
•
O restante da rede é Cobre 25 mm².
5.3 Condições da Simulação Utilizando o Easy Power.
O software Easy Power é uma ferramenta computacional de engenharia para análise e
projeto de sistemas de potência comerciais e industriais. Esta ferramenta integra analises de
curto-circuito, fluxo de potência, coordenação de dispositivos de proteção e banco de dados
de forma gráfica e amigável. Ela foi utilizada para simular a rede em estudo.
Para simular a rede do Campus do Pici foram necessárias algumas considerações.
•
As cargas foram representadas pelos transformadores de distribuição;
•
Transformadores próximos foram agrupados para simplificar o diagrama;
•
Cada carga é alocada em uma barra do diagrama;
•
Cada ramificação do alimentador principal foi representada por uma barra do
diagrama;
•
Ramificações pequenas do tronco do alimentador com transformador no final
foram eliminadas e a carga do transformador foi levada para uma barra situada no
tronco do alimentador;
•
As simulações aconteceram com diferentes níveis de demanda e fatores de
potência;
•
Para todas as simulações foi considerado que a demanda estava distribuída de
forma igual em todos os locais do Campus e o fator de potência de todas as cargas
era igual.
•
A tensão no ponto de conexão com a Coelce foi fixada em 13,8 kV.
Observando as Figuras 5.1 e 5.2 onde estão representadas demandas respectivamente de
1 mês e 1 dia do Pici, foi decidido simular o nível de demanda 3,7 MW, representando a
demanda máxima durante o dia.
53
Quanto ao fator de potência da instalação, utilizando a mesma lógica da demanda,
observando as Figuras 5.3 e 5.4 com os valores de 1 mês e 1 dia foi considerado o fator de
potência 0,92 indutivo.
Para estudo da capacidade da rede de suportar o crescimento da demanda foi feita a
simulação do fluxo de potência com demanda de 5 MW e fator de potência de 0,92. Os
valores de demanda e fator de potência estão listados na Tabela 7.
Tabela 7. Níveis de demanda e fator de potência utilizados nas simulações.
Configuração
Demanda
(MW)
FP
Demanda
(MVA)
Fração da Potência
Instalada (%)
1
2
3,7
5
0,92
0,92
4,02
5,43
39,0%
52,7%
Os dados colhidos de cada simulação serão carregamento das linhas, tensões nas barras
e correntes de curto circuito.
5.4 Cálculos dos Parâmetros da Entrada da Rede do Campus do Pici
Para simular utilizando o Easy Power foi necessário fornecer os dados do equivalente
do Sistema Elétrico onde a rede em estudo está ligada.
No Anexo 2 consta a Ordem de Ajuste de Proteção (OAP) do alimentador da subestação
da Coelce que alimenta o Campus do Pici. Lá está disponível a impedância reduzida na barra
da subestação e dos cabos que ligam o Campus. As impedâncias dos cabos estão listadas na
Tabela 8.
Tabela 8. Impedâncias dos cabos que interligam o Campus do Pici a subestação Pici da Coelce [Anexo 2].
As impedâncias de seqüência positiva e seqüência zero reduzidas são: Z+eq= 0,0032 +
j0,7131 pu e Z0eq= 0,0000 + j0,5931 pu.
Assim, utilizando as equações (11), (12) e (13) é possível calcular as impedâncias dos
cabos que ligam o Campus do Pici à subestação da Coelce:
54
a) Trecho 1:
Z + Linha1 =
Z + Condutor1
0,1640 + j 0, 2522
⋅ d1 =
⋅ 0,873 = 0, 0752 + j 0,1156 pu
Zbase
1,9044
(31)
Z 0 Linha1 =
Z 0Condutor1
0,3418 + j 2, 4701
⋅ d1 =
⋅ 0,873 = 0,1567 + j1,1323 pu
Z base
1,9044
(32)
b) Trecho 2:
Z + Linha 2 =
Z + Condutor 2
0, 2213 + j 0, 4040
⋅ d2 =
⋅ 0, 219 = 0, 0254 + j 0, 0465 pu
Zbase
1,9044
(33)
Z 0 Linha 2 =
Z 0Condutor 2
0,3991 + j1,9282
⋅ d2 =
⋅ 0, 219 = 0, 0459 + j 0, 2217 pu
Zbase
1,9044
(34)
c) Trecho 3:
Z + Linha 3 =
Z + Condutor 3
0,8880 + j 0, 4605
⋅ d3 =
⋅ 0, 057 = 0, 0266 + j 0,0138 pu
Zbase
1,9044
(35)
Z 0 Linha 3 =
Z 0Condutor 3
1, 0658 + j1,9847
⋅ d3 =
⋅ 0, 057 = 0, 0319 + j 0, 0594 pu
Z base
1,9044
(36)
A impedância da linha é a soma de ZLinha1, ZLinha2 e ZLinha3. Assim a impedância total da
linha é:
Z + Linha = Z + Linha1 + Z + Linha 2 + Z + Linha 3 = 0,1272 + j 0,1759 pu
(37)
Z 0 Linha = Z 0 Linha1 + Z 0 Linha 2 + Z 0 Linha 3 = 0, 2345 + j1, 4134 pu
(38)
As impedâncias seqüência positiva e zero totais de acordo com (14) e (15) é:
Z +Total = Z + eq + Z + Linha = (0, 0032 + j 0, 7131) + (0,1272 + j 0,1759) = 0,1304 + j 0,889 pu
(39)
55
Z0Total = Z0 eq + Z 0 Linha = (0, 0000 + j 0,5931) + (0, 2345 + j1, 4134) = 0, 2345 + j 2, 0065 pu
(40)
Os valores encontrados através das equações (39) e (40) foram utilizados nas
simulações. A partir deles o Easy Power pode calcular as correntes de curto circuito em
qualquer parte do Campus do Pici.
5.5 Simulação
O caso base é a situação atual da rede do Pici. Na Figura 5.7 consta o digrama unifilar
desenhado no Easy Power para o caso base.
Figura 5.7 – Diagrama da unifilar do Pici no Easy Power.
56
5.5.1 Caso Base
Para o caso base a simulação ocorreu com a configuração 1 da Tabela 7 (demanda 3,7
MW, FP 0,92 indutivo), representando o horário de pico em um dia típico do Campus do Pici.
Na Figura 5.8 constam os pontos da rede estudados.
Figura 5.8 – Pontos estudados da rede para o caso base.
Na Tabela 9 constam os valores obtidos de fluxo e curto circuito nos pontos 1, 2 e 3.
Tabela 9. Dados obitidos da simulação do caso base com a configuração 1 Tabela 7.
Ponto
1
2
3
6
Capacidade
Corrente Corrente de Corrente de
Fluxo Corrente
Carregamento
da linha6
de Curto Curto 2F8 Curto FT9
(kVA)
(A)
(%)
(A)
3F7 (A)
(A)
(A)
4.009,72 167,75
1.178,87 49,41
2.755,83 115,51
239
165
200
70,2%
29,9%
57,8%
A capacidade das linhas foi obtida pelo software Easy Power.
3F – Trifásico
8
2F - Bifásico
9
FT – Fase-Terra
7
4.569
4.509
4.491
3.957
3.905
3.889
3.232
3.194
3.181
57
Com os dados da Tabela 9 é possível ver que os pontos críticos, por onde passa todo o
fluxo de potência da rede, não estão sobrecarregados na configuração atual. Outra observação
é que o ramo onde o ponto 3 está situado é responsável pela maior parcela do fornecimento do
Campus do Pici. A tensão em toda a extensão da rede ficou acima de 13,68 kV (0,99 pu), o
que está dentro dos limites normatizados para sistemas de distribuição (ver Capítulo 2, seção
2.4).
Fazendo a simulação do mesmo caso, porém para a configuração de demanda 2
(demanda 5 MW, FP 0,92 indutivo), foi obtida a Tabela 10.
Tabela 10. Dados obitidos da simulação do caso base com a configuração 2 da Tabela 7.
Ponto
1
2
3
Capacidade
Fluxo Corrente
Carregamento
da linha
(kVA)
(A)
(%)
(A)
5.439,51 227,57
239
95,2%
1.595,87 66,93
165
40,6%
3.736,76 156,73
200
78,4%
Com os dados apresentados na Tabela 10 é fácil perceber que o limite do condutor do
tronco principal (Ponto 1 da Figura 5.8) é atingido para uma demanda um pouco acima de 5
MW. Por isso é necessário acompanhar o crescimento da demanda do Campus para que este
limite não seja atingido sem os devidos investimentos. Para este cenário a tensão em toda a
extensão da rede ficou acima de 13,64 kV (0,988 pu), o que está dentro dos limites
permissíveis para sistemas de distribuição (ver Capítulo 2, seção 2.4).
5.5.2 Primeira Proposta para um Sistema de Recomposição Automática.
Como foi dito anteriormente a configuração atual da rede apresenta diversos problemas
quanto à proteção, pois uma falha em qualquer ponto da instalação desliga por completo o
Campus. A primeira configuração estudada é apresentada na Figura 5.9, para a simulação foi
utilizada a configuração 1 da Tabela 7 (demanda 3,7 MW, FP 0,92 indutivo).
58
Figura 5.9 – Configuração da primeira proposta para um Sistema de Recomposição Automática.
Na primeira proposta consta a instalação de 2 religadores R1 e R2 logo após o disjuntor
geral da instalação, com isto a rede é dividida em dois alimentadores, cada um protegido por
um dos religadores. Em caso de defeito transitório o fornecimento estará garantido, pois
durante o ciclo de religamento a falha se extinguirá.
Também consta a instalação de chaves sob carga C1 e C2. Caso seja necessário dar
manutenção em um dos religadores, fechando C1 ou C2 é possível alimentar e proteger todo o
Campus com o religador restante. As chaves C1 e C2 devem permanecer abertas para evitar o
paralelismo de alimentadores, C2 será utilizada como alternativa a C1 caso esta não esteja
funcionando.
Ainda existe a possibilidade de utilizar chaves seccionalizadoras S1 e S2, pois os ramais
que saem destas passam por áreas com grande quantidade de árvores, o que aumenta as
chances de uma falta transitória ocorrer. Nesse caso as chaves S1 ou S2 abrirão durante o
ciclo de religamento e o restante do sistema será recomposto.
Como o sistema pode ser alimentado por duas vias, existem 5 combinações possíveis
para o fluxo de potência caso o sistema não esteja sob falta, as combinações são:
a) Ambos os religadores fechados, C1 e C2 abertas:
Neste caso seguem os resultados da Tabela 11, o diagrama está na Figura 5.9.
59
Tabela 11. Resultados para o caso onde ambos os religadores estão fechados.
Ponto
R1
R2
S1
S2
Capacidade
Corrente
Carregamento Corrente de Corrente de Corrente de
da linha
(A)
(%)
Curto 3F (A) Curto 2F (A) Curto FT (A)
(A)
200
36,9%
4.516
3.911
3.198
73,79
93,94
165
56,9%
4.553
3.943
3.222
12,19
165
7,4%
3.190
2.762
2.318
0,7%
1,16
165
3.752
3.249
2.698
Esta é a situação normal de funcionamento onde os alimentadores operam com
carregamento baixo, de forma a balancear a carga. Não é possível distribuir a carga
perfeitamente entre os dois alimentadores, pois devido ao tamanho da instalação as chaves C1
e C2 foram postas de forma a dividir a rede geograficamente de forma igual.
Os valores de tensão em todos os pontos da rede ficaram dentro da faixa permissível
para sistemas de distribuição (ver Capítulo 2, seção 2.4), a menor tensão observada foi 13,68
kV (0,99 pu).
b) Somente R1 está fechado, R2 aberto, C1 está fechada e C2 aberta:
Os resultados constam na Tabela 12 e no diagrama da Figura 5.10.
Figura 5.10 – Diagrama unifilar quando R1 alimenta a rede e C1 está fechada interligando os dois lados do
Campus.
60
Tabela 12. Resultados para o caso onde R1 protege a rede e C1 está fechada.
Ponto
R1
S1
S2
C1
Capacidade
Corrente
Carregamento Corrente de Corrente de Corrente de
da linha
(A)
(%)
Curto 3F (A) Curto 2F (A) Curto FT (A)
(A)
200
84,3%
4.516
3.911
3.198
168,5
12,22
165
7,4%
3.465
2.999
2.504
1,16
165
0,7%
3.752
3.249
2.698
57,3%
94,51
165
3.964
3.433
2.839
Nesta situação R1 está aberto, assim para manter o fornecimento em toda a rede C1
interliga os dois alimentadores.
A menor tensão observada foi 13,62 kV (0,987 pu), o que também está dentro dos
valores permitidos. O carregamento aumenta em R1, pois agora toda a rede é suprida por este
alimentador, porém permanece em nível seguro.
c) Somente R2 está fechado, R1 aberto, C1 está fechada e C2 aberta:
Os resultados constam na Tabela 13 e no diagrama da Figura 5.11.
Figura 5.11 - Diagrama unifilar para quando R2 alimenta a rede e C1 está fechada interligando os dois lados do
Campus.
61
Tabela 13. Resultados para o caso onde R2 protege a rede e C1 está fechada.
Ponto
R2
S1
S2
C1
Capacidade
Corrente
Carregamento Corrente de Corrente de Corrente de
da linha
(A)
(%)
Curto 3F (A) Curto 2F (A) Curto FT (A)
(A)
165
102,6%
4.553
3.943
3.222
169,22
12,28
165
7,4%
3.190
2.762
2.118
1,18
165
0,7%
2.817
2.439
2.060
45,4%
74,86
165
3.580
3.101
2.584
Nesta situação R2 está aberto, assim para manter o fornecimento em toda a rede C1
interliga os dois alimentadores, esta é a situação oposta à anterior. Como pode ser visto na
Tabela 13, há um trecho em sobrecarga, ele é representado na Figura 5.11 por um traço mais
forte logo após o religador R2. Isso ocorre, pois a bitola do cabo da rede deste trecho é menor
que aquela do outro alimentador (25mm² e 35mm² respectivamente). Fica evidente que esta
configuração para a atual demanda do Campus (3,7 MW) já está no seu limite.
A menor tensão observada foi 13,54 kV (0,98 pu), o que está dentro dos limites
permissíveis para sistemas de distribuição (Capítulo 2, seção 2.4).
d) Somente R1 está fechado, R2 aberto, C2 está fechada e C1 aberta:
Os resultados constam na Tabela 14 e no diagrama da Figura 5.12.
Figura 5.12 - Diagrama unifilar para quando R1 alimenta a rede e C2 está fechada interligando os dois lados do
Campus.
62
Tabela 14. Resultados para o caso onde R1 protege a rede e C2 está fechada.
Ponto
R1
S1
S2
C2
Capacidade
Corrente
Carregamento Corrente de Corrente de Corrente de
da linha
(A)
(%)
Curto 3F (A) Curto 2F (A) Curto FT (A)
(A)
200
84,7%
4.516
3.911
3.198
169,46
12,29
165
7,4%
3.406
2.950
2.465
0,7%
1,17
165
3.752
3.249
2.698
57,8%
3.476
3.010
2.513
95,39
165
Nesta situação R1 está aberto e C1 também está aberta, assim para manter o
fornecimento em toda a rede C2 interliga os dois alimentadores.
A menor tensão observada foi 13,48 kV (0,977 pu), dentro dos limites estabelecidos
pela norma (Capítulo 2, seção 2.4).
e) Somente R2 está fechado, R1 aberto, C2 está fechada e C1 aberta:
Os resultados constam na Tabela 15 e no diagrama da Figura 5.13.
Figura 5.13 - Diagrama unifilar para quando R2 alimenta a rede e C2 está fechada interligando os dois lados do
Campus.
63
Tabela 15. Resultados para o caso onde R2 protege a rede e C2 está fechada.
Ponto
R2
S1
S2
C2
Capacidade
Corrente
Carregamento Corrente de Corrente de Corrente de
da linha
(A)
(%)
Curto 3F (A) Curto 2F (A) Curto FT (A)
(A)
165
102,9%
4.553
3.943
3.222
169,8
12,33
165
7,5%
3.190
2.762
2.318
0,7%
1,19
165
2.525
2.187
1.855
45,7%
3.153
2.731
2.293
75,34
165
Esta situação é o oposto da anterior, R1 está aberto, o alimentador onde R2 está
instalado está suprindo toda a rede; C2 interliga os dois alimentadores. Novamente ocorre
sobrecarga no alimentador onde R1 está instalado.
A menor tensão observada foi 13,45 kV (0,975 pu), dentro dos limites estabelecidos
pela norma (Capítulo 2, seção 2.4), porém foi o menor nível de tensão de todos os cenários
aqui apresentados. Isto é devido à maior impedância dos cabos graças ao aumento da distância
entre a entrada da rede o os pontos mais distantes o que aumenta a queda de tensão.
5.5.3 Análise da Primeira Proposta.
A esta proposta trás ganho de confiabilidade ao fornecimento no momento em que faltas
após os religadores não desligarão toda a rede e se estas forem transitórias todo o Campus terá
o fornecimento restabelecido após o ciclo de religamento.
Esta configuração não possui a capacidade exposta no Capítulo 4, o Self-Healing, pois o
re-estabelecimento do fornecimento depende apenas do ciclo de religamento dos religadores
R1 e R2, em caso de falta permanente nenhum trecho do sistema poderá ser recomposto pelo
chaveamento de cargas.
O acionamento das chaves C1 ou C2 ocorrerá sempre que elas detectarem uma falta de
tensão em um de seus terminais (após o ciclo de religamento de R1 e R2) e a comunicação
com os religadores demonstrar que uma sobrecorrente não passou por eles. Caso uma falta
tenha ocorrido C1 e C2 deverão permanecer em aberto para manter a área isolada. Caso uma
falta permanente ocorra, apenas metade do Campus permanecerá com fornecimento.
Quanto à simulação foi possível notar que a cada chaveamento as correntes de carga e
de curto circuito variaram bastante o que gera a necessidade de um maior refinamento no
dimensionamento de equipamentos de proteção.
64
Também durante a simulação ficou evidente que caso esta proposta seja implantada será
necessário a troca dos condutores em partes da rede que ficaram sobrecarregados em alguns
cenários.
5.5.4 Segunda Proposta para um Sistema de Recomposição Automática.
Esta proposta é uma evolução da anterior, os religadores presentes na proposta anterior
permanecem instalados nos mesmos locais. As chaves seccionalizadoras S1 e S2 (Figura 5.9)
foram retiradas, pois C5, C6 e C2 em conjunto podem desempenhar a mesma função de S1 e
S2.
Outras chaves tripolares sob carga são colocadas em diversos locais do Campus. A
Figura 5.14 ilustra como seria esta configuração.
Figura 5.14 – Diagrama da rede do Campus do Pici para a segunda proposta de um Sistema de Recomposição
Automática.
Esta configuração é mais próxima do que foi apresentado no capítulo 4, empregando de
forma mais eficiente um sistema Self-Healing. A Figura 5.14 representa o que seria o estado
normal da rede, sem a ocorrência de faltas.
65
Como o exemplo mostrado no final do Capítulo 4, esta configuração se baseia na
comunicação entre as chaves e os religadores. Na ocorrência de uma falta em qualquer um
dos trechos as chaves devem se comunicar para determinar a melhor forma de isolar o trecho
com defeito e re-estabelecer o restante do sistema. Devido a grande quantidade de
possibilidades de chaveamentos, serão apresentados neste estudo apenas os estados finais da
rede para a ocorrência de uma falta em cada um dos 6 trechos, todas as simulações
consideraram a configuração 1 da Tabela 7 (demanda 3,7 MW, FP 0,92 indutivo). Na Tabela
16 segue o resultado da simulação do cenário apresentado na Figura 5.14.
Tabela 16. Resultado da simulação da segunda proposta para o Sistema de Recomposição Automática.
Capacidade
Corrente Corrente Corrente
Corrente
Carregamento
Ponto
da linha
de Curto de Curto de Curto
(A)
(%)
(A)
3F (A) 2F (A) FT (A)
R1
200
43,0%
4.516
3.911
3.198
86
R2
78,9
165
47,8%
4.553
3.943
3.222
C3
35,2%
4.245
3.677
3.023
58,1
165
C4
36,0%
4.355
3.771
3.094
71,9
200
C5
21,3%
4.114
3.562
2.937
35,2
165
C6
12,2%
3.651
3.162
2.631
20,1
165
Com esta configuração os dois alimentadores estão com seus carregamentos próximos
como pode ser visto na Tabela 16, onde os condutores que passam por R1 e R2 estão
conduzindo respectivamente 86 A e 78,9 A. A potência aparente demandada foi de 4.007
kVA e o FP da instalação foi de 0,928. A menor tensão observada foi de 13,71 kV (0,993 pu)
o que está entre os limites normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).
A seguir serão mostrados os resultados das simulações para a ocorrência de faltas
permanentes em cada um dos 6 trechos da rede.
a) Falta permanente no trecho 1.
Na Tabela 17 e no diagrama presente na Figura 5.15 estão os resultados da simulação.
66
Figura 5.15 – Diagrama do cenário onde o trecho 1 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Tabela 17. Resultados do cenário onde o trecho 1 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Ponto
R1
C1
C4
C5
C6
Capacidade
Corrente Corrente Corrente
Corrente
Carregamento
da linha
de Curto de Curto de Curto
(A)
(%)
(A)
3F (A) 2F (A) FT (A)
200
72,2%
4.516
3.911
3.198
144,3
35,7%
4.047
3.505
3.505
58,9
165
65,2%
4.355
3.771
3.094
130,3
200
21,4%
4.114
3.562
2.937
35,3
165
12,2%
3.651
3.162
2.631
20,1
165
Neste cenário o religador R2 e a chave C3 abrem seus contatos para isolar o trecho 1.
C1 fecha seus contatos assim o trecho 2 tem seu fornecimento re-estabelecido. A potência
aparente demandada foi 3.449 kVA e o FP foi 0,927. A menor tensão observada foi de 13,679
kV (0,991 pu), o que obedece os valores normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).
A potência aparente é menor porque uma área do Campus foi desligada.
b) Falta permanente no trecho 2.
Na Tabela 18 e no diagrama presente na Figura 5.16 estão os resultados da simulação.
67
Figura 5.16 - Diagrama do cenário onde o trecho 2 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Tabela 18. Resultados do cenário onde o trecho 2 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Capacidade
Corrente Corrente Corrente
Corrente
Carregamento
Ponto
da linha
de Curto de Curto de Curto
(A)
(%)
(A)
3F (A) 2F (A) FT (A)
R1
85,9
200
43,0%
4.516
3.911
3.198
R2
20,7
165
12,5%
4.553
3.943
3.222
C4
71,9
200
36,0%
4.355
3.771
3.094
C5
35,2
165
21,3%
4.114
3.562
2.934
C6
20
165
12,1%
3.651
3.162
2.631
Neste cenário a chave C1 abre seus contatos para isolar o trecho 2. C1 e C2 já estavam
abertas já que este é o seu estado na situação sem falta. A potência aparente demandada foi
2.617 kVA e o FP foi 0,929. A menor tensão observada foi de 13,717 kV (0,994 pu), o que
obedece os valores normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).
c) Falta permanente no trecho 3.
Na Tabela 19 e no diagrama presente na Figura 5.17 estão os resultados da simulação.
68
Figura 5.17 - Diagrama do cenário onde o trecho 3 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Tabela 19. Resultados do cenário onde o trecho 3 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Ponto
R1
R2
C3
C4
C5
Capacidade
Corrente Corrente Corrente
Corrente
Carregamento
da linha
de Curto de Curto de Curto
(A)
(%)
(A)
3F (A) 2F (A) FT (A)
200
32,9%
4.516
3.911
3.198
65,8
78,8
165
47,8%
4.553
3.943
3.222
35,2%
4.245
3.677
3.023
58,1
165
25,9%
4.355
3.771
3.094
51,8
200
9,2%
4.114
3.562
2.934
15,1
165
Neste cenário a chave C6 abre seus contatos para isolar o trecho 3. C1 e C2 já estavam
abertas já que este é o seu estado na situação sem falta. A potência aparente demandada foi
3.526 kVA e o FP foi 0,927. A menor tensão observada foi de 13,715 kV (0,994 pu), o que
obedece os valores normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).
d) Falta permanente no trecho 4.
Na Tabela 20 e no diagrama presente na Figura 5.18 estão os resultados da simulação.
69
Figura 5.18 - Diagrama do cenário onde o trecho 4 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Tabela 20. Resultados do cenário onde o trecho 4 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Ponto
R1
R2
C2
C3
C4
Capacidade
Corrente Corrente Corrente
Corrente
Carregamento
da linha
de Curto de Curto de Curto
(A)
(%)
(A)
3F (A) 2F (A) FT (A)
200
25,4%
4.516
3.911
3.198
50,7
99,1
165
60,1%
4.553
3.943
3.222
12,2%
3.555
2.819
2.363
20,2
165
47,5%
4.245
3.677
3.023
78,3
165
18,4%
4.355
3.771
3.094
36,7
200
Neste cenário as chaves C5 e C6 abrem seus contatos para isolar o trecho 4. C1 já estava
aberta já que este é o seu estado na situação sem falta. A chave C2 fecha seus contatos para
manter o fornecimento no trecho 3. A potência aparente demandada foi 3.647 kVA e o FP foi
0,927. A menor tensão observada foi de 13,666 kV (0,99 pu), o que obedece os valores
normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).
e) Falta permanente no trecho 5.
Na Tabela 21 e no diagrama presente na Figura 5.19 estão os resultados da simulação.
70
Figura 5.19 - Diagrama do cenário onde o trecho 5 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Tabela 21. Resultados do cenário onde o trecho 5 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Capacidade
Corrente Corrente Corrente
Corrente
Carregamento
Ponto
da linha
de Curto de Curto de Curto
(A)
(%)
(A)
3F (A) 2F (A) FT (A)
R1
14
200
7,0%
4.516
3.911
3.198
R2
114,4
165
69,3%
4.553
3.943
3.222
C2
35,5
165
21,5%
3.255
2.819
2.363
C3
93,7
165
56,8%
4.245
3.677
3.023
C6
15,3
165
9,3%
3.100
2.685
2.257
Neste cenário as chaves C4 e C5 abrem seus contatos para isolar o trecho 5. C1 já estava
aberta já que este é o seu estado na situação sem falta. A chave C2 fecha seus contatos para
manter o fornecimento no trecho 3. A potência aparente demandada foi 3.138 kVA e o FP foi
0,929. A menor tensão observada foi de 13,634 kV (0,988 pu), o que obedece os valores
normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).
f) Falta permanente no trecho 5.
Na Tabela 22 e no diagrama presente na Figura 5.20 estão os resultados da simulação.
71
Figura 5.20 - Diagrama do cenário onde o trecho 6 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Tabela 22. Resultados do cenário onde o trecho 6 da rede do Campus do Pici está sob falta.
Ponto
R2
C1
C3
C5
C6
Capacidade
Corrente Corrente Corrente
Corrente
Carregamento
da linha
de Curto de Curto de Curto
(A)
(%)
(A)
3F (A) 2F (A) FT (A)
152
165
92,1%
4.553
3.943
3.222
44,1%
3.580
3.100
2.584
72,8
165
79,5%
4.245
3.677
3.023
131,2
165
21,6%
3.089
2.675
2.249
35,7
165
12,3%
2.745
2.378
2.010
20,3
165
Neste cenário o religador R1 e a chave C4 abrem seus contatos para isolar o trecho 6.
C2 já estava aberta já que este é o seu estado na situação sem falta. A chave C1 fecha seus
contatos para manter o fornecimento nos trechos 3, 4 e 5. A potência aparente demandada foi
3.700 kVA e o FP foi 0,928. A menor tensão observada foi de 13,54 kV (0,981 pu), o que
obedece os valores normatizados (ver Capítulo 2, seção 2.4).
5.5.5 Análise da Segunda Proposta.
Para uma análise detalhada desta proposta os dados de demanda de potência aparente,
FP, tensão, perda entre outros referentes a toda a instalação foram agrupados na Tabela 23.
72
Tabela 23. Dados agrupados das simulações da segunda proposta.
Demanda
Carga
Carga
Menor Menor
Trecho de Potência
desligada Desligada FP Tensão Tensão
Desligado Aparente
(kVA)
(%)
(kV)
(pu)
(kVA)
Nenhum
4007
0
0,0%
0,928 13,71
0,993
1
3.449
558
13,9% 0,927 13,679 0,991
2
2.617
1.390
34,7% 0,929 13,717 0,994
3
3.526
481
12,0% 0,927 13,715 0,994
4
3.647
360
9,0%
0,927 13,666 0,990
5
3.138
869
21,7% 0,929 13,634 0,988
6
3.700
307
7,7%
0,928 13,54
0,981
Devido à inexistência da figura do consumidor individual na rede do Campus, ou de
estimativas do número de usuários em cada uma das regiões da rede, não faz sentido a
utilização dos conceitos de DEC e FEC (ver Capítulo 2, seção 2.5) para aferir a qualidade do
serviço. Por isso será utilizada a diferença de potência aparente entre a situação normal da
rede e a situação sob falta para medir os ganhos em continuidade do fornecimento.
É possível observar na Tabela 23 que na ocorrência de uma falta permanente no trecho
2, 34,7% da carga do Campus será perdida devido ao isolamento da área pelo sistema de
recomposição automática. Esta é a pior situação (para a ocorrência de apenas uma falta
permanente) em termos de diminuição da continuidade do fornecimento. O oposto ocorre para
uma falta permanente no trecho 6 já que apenas 7,7% da carga será desligada.
O FP da instalação permaneceu praticamente igual em todas as situações, sempre
próximo de 0,93. A tensão não violou a faixa de valores normatizados (ver Capítulo 2, seção
2.4).
Os carregamentos observados nas Tabelas 18 à 22 mostram que em nenhum momento a
rede sofreu sobrecarga, apenas na Tabela 22, com a rede sob falta no trecho 6, houve um
carregamento de 92,1% na mesma região que apresentou sobrecarga nas simulações da
primeira proposta. Este fato reforça a idéia da necessidade de troca dos condutores caso o
sistema de recomposição automático seja implantado no Campus do Pici.
5.6 Resumo do Capítulo
Neste capítulo foram abordados diversas condições de falta na Rede de Distribuição do
Campus do Pici e através de simulações estas condições foram estudadas.
73
CAPÍTULO 6
CONCLUSÃO
Neste trabalho são apresentadas as características de um sistema de recomposição
automática. São citadas quais análises são necessárias para implantar este sistema e o conceito
de uma rede com capacidade de Self-Healing é demonstrado. Por fim é feito um estudo de
caso para a implantação de um sistema deste tipo na rede de distribuição do Campus do Pici.
Neste estudo foram consideradas duas propostas de mudanças na rede com o intuito de
melhorar a qualidade de energia no Campus.
A primeira proposta traz um ganho na qualidade do fornecimento no momento em que
religadores são colocados na rede já que os mesmos possuem a capacidade de diminuir o
impacto de faltas transitórias. Entretanto o conceito de Self-Healing não é plenamente
atendido, pois em caso de falta grandes porções da rede são desligadas, não havendo
capacidade de restringir a área afeta a menor possível. Porém a proposta apresenta um custo
menor devido utilizar uma quantidade menor de chaves.
A segunda proposta possui um custo maior, mas atende ao conceito de Self-Healing.
Como foi visto nas simulações, na pior hipótese, caso ocorra uma falta permanente, 34,7% da
carga será desligada. Isso traz um ganho na qualidade do fornecimento já que diminui o
impacto das faltas de energia que são constantes do Campus, principalmente durante o
período chuvoso.
As propostas não são excludentes já que a primeira pode ser implantada e num segundo
momento ser expandida com adição de chaves para atingir o estado desejado de um sistema
capaz de se restabelecer depois de faltas, atendendo o conceito de Self-Healing.
Esse ganho esperado na qualidade do fornecimento será refletido no serviço prestado
pela Universidade, pois além dos transtornos causados pela falta de energia ainda existe o
prejuízo na qualidade da pesquisa e do ensino já que diversos experimentos são perdidos e
aulas são suspensas durante as faltas de fornecimento.
A implantação de um sistema de recomposição automática servirá ainda como
laboratório para os alunos da Universidade interessados em estudar automação, proteção e
controle.
74
Durante o estudo do Campus foi detectada a necessidade de maiores investimentos na
rede de distribuição, como um estudo detalhado para a troca de condutores e a realização de
poda em áreas com grande densidade de árvores.
Diante do exposto pode-se afirmar que o objetivo do trabalho foi alcançado, ou seja,
foram propostas melhorias para a instalação da rede de distribuição do Campus com o intuito
de instalar um Sistema de Recomposição Automática.
Quanto ao software utilizado, o Easy Power possui uma interface amigável e resolve
uma série de problemas podendo servir de base para trabalhos simples ou complexos. O
balanço da utilização se mostrou muito positivo pois em comparação a outros programas o
Easy Power simplifica a tarefa de análise.
Como trabalho futuro é possível sugerir o estudo de outras configurações, novas
disposições de chaves com o intuito de melhorar a distribuição da carga do Campus. Também
é necessário estudar o posicionamento das chaves de forma a obter o máximo aproveitamento
do sistema. Ainda é possível estudar o comportamento da rede com um Sistema de
Recomposição Automática e a influência de uma geração distribuída e o desempenho deste
sistema caso seja instalada uma subestação de 69 kV no Campus do Pici.
75
REFERÊNCIAS
[1] OHARA, A. T., Sistema de Recomposição Automática de Redes de Distribuição – A
Aplicação do Conceito de Self-Healing. Seminário Internacional sobre Smart-Grid em
Sistemas de Distribuição e Transmissão de Energia Elétrica, 2009. Belo Horizonte,
Brasil.
[2] Alston, Network Protection & Automation Guide, 2002.
[3] GOMES, D. S. F., MACEDO, F. F., GUILLIOD, S. M., Proteção de Sistemas Aéreos
de Distribuição. Comitê de Distribuição, Editora Campus / Eletrobrás, Volume 2, 1982,
Rio de Janeiro.
[4] ROCHA, M. F., MARQUES, R., GEREVINI, J., MAURI, J., BRANCO, N. O., NETO,
P., MANUEL, F., Desenvolvimento da Automação Local e Remota Atendendo a
Transferência de Cargas na Rede de MT Como Ferramenta de Apoio a Redes
Inteligentes. Seminário Internacional sobre Smart-Grid em Sistemas de Distribuição e
Transmissão de Energia Elétrica, 2009. Belo Horizonte, Brasil.
[5] Disponível na URL: http://www.easypower.com, acessada dia 15/09/2010.
[6] Disponível na URL: http://www.aneel.gov.br, acessada dia 14/09/2010.
[7] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Procedimentos de Distribuição de
Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. Módulo 3.
[8] Disponível na URL: http://www.dee.ufc.br/~rleao/GTD/Livro.htm, acessada dia
14/09/2010.
[9] MORO, N. F., Faseamento de uma Subestação de Distribuição 69/13,8 kV, Fortaleza,
2009.
[10] PONCE, A. T., BRITO, B., E. SANTOS, KUADA, J. H., DOMINGUES, A.,
ZAMBENEDETTI, V. C., KLIMKOWSKI, M., BASSLER, M. FRANÇA, J. A.,
Operação em tempo integral de alimentadores de distribuição em anel fechado.
Congresso Latino-americano de Distribuidores de Energia Elétrica (CLADE), 2008.
76
Mar del Plata, Argentina.
[11] Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, Procedimentos de Distribuição de
Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. Módulo 8.
[12] Disponível na URL: http://www.eletrica.ufpr.br/mehl/downloads/qualidade-energia.pdf,
acessada dia 17/09/2010.
[13] Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT, Diretrizes para Especificação de
um Sistema de Proteção Completo – Procedimento – NBR 8769:85.
[14] Disponível na URL: http://www.balestro.com/web/chave_fusivel.asp, acessada dia
29/09/2010.
[15] Disponível na URL: http://www.ebah.com.br/apostila-de-protecao-religador-eseccionalizador-cap-4-pdf-a21236.html, acessada dia 13/11/2010.
[16] CHECHIN, A. L., SANTOS, J. V. D., MENDEL, C. A., GÓMEZ, A. T., Genetic
algorithms to solve the power system restoration planning problem. Engineering with
Computers, Volume 25 , Issue 3, August 2009.
[17] HOU, Y., LIU, C., ZHANG, P., SUN, K., Constructing Power System Restoration
Strategies. IEEE.
[18] NAGATA, T., TAHARA, Y., KUNISA, D., FUJITA, H., A Distributed Autonomous
Approach for Bulk Power System Restoration by Means of Multi-agent System,
Electrical Engineering in Japan, Vol. 164, No. 1, 2008.
[19] STASZESKY, D. M., CRAIG, D., BEFUS, C., Advanced Feeder Automation is Here,
IEEE Power & Energy Magazine, 2005.
[20] LEITE, L. H. M., VIEIRA, J. G., Supervisão do Fornecimento de Energia Elétrica em
Média e Baixa Tensão Através da Tecnologia PLC de Banda Larga. Seminário
Internacional sobre Smart-Grid em Sistemas de Distribuição e Transmissão de Energia
Elétrica, 2009. Belo Horizonte, Brasil.
77
[21] Disponível na URL: http://pt.wikipedia.org/wiki/P2P, acessada dia 19/10/2010.
[22] Disponível na
13/11/2010.
URL:
www.labspot.ufsc.br/~katia/FPNR-Slg.pdf,
acessada
dia
[23] Disponível na URL: http://en.wikipedia.org/wiki/Power_flow_study, acessada dia
13/11/2010.
ANEXO 1
DADOS DE CARGAS
Identificação
Potência
da Carga
Nominal (kVA)
Barra
L-1
L-2
L-3
L-4
L-5
L-6.1
L-6.2
L-7
L-8
L-9
L-10
L-11.1
L-11.2
L-12
L-13
L-14
L-15
L-16
L-17
L-18
L-19
L-20
L-21
187,5
75
600
112,5
75
75
225
150
600
150
75
675
300
150
75
75
487,5
225
225
225
225
225
150
3
4
6
7
8
10
10
11
13
14
15
16
16
17
19
20
22
24
25
26
28
29
30
L-22
L-23
L-24
L-25
75
112,5
225
75
33
34
35
37
L-26
L-27
L-28
L-29
L-30
L-31
525
75
225
225
75
112,5
38
39
40
41
42
46
L-32
L-33
225
225
47
48
L-34
L-35.1
150
225
49
51
L-35.2
L-36
L-37
L-38
L-39
L-40
L-41
Total (kVA)
150
112,5
337,5
750
300
450
300
10312,5
51
53
55
57
58
62
63
DADOS DE CONDUTORES ENTRE BARRAS
BARRA 1
BARRA 2
DISTÂNCIA (m)
2
4
5
5
7
8
9
9
10
11
12
12
14
14
16
17
18
18
20
21
21
21
23
24
26
27
27
29
30
31
3
5
6
7
8
9
10
42
11
12
13
14
15
43
17
18
20
19
21
26
22
23
24
25
27
29
28
30
31
32
752
77
44
63
32
43
42
60
107
51
85
53
373
151
117
25
86
135
65
73
43
25
43
70
213
24
108
64
159
43
32
32
33
34
36
36
37
38
39
40
41
43
44
44
45
45
48
49
50
51
52
52
54
54
55
56
56
59
60
60
61
1_A
1_A
1_B
1_B
FONTE
36
33
34
35
37
58
38
39
40
41
42
44
45
48
46
47
49
50
51
52
53
54
55
59
56
57
58
60
61
63
62
1_B
2
16
4
1_A
TOTAL
24
46
30
54
85
81
25
45
45
37
109
36
44
42
66
73
50
79
122
67
103
124
189
79
111
124
73
295
128
138
93
40
94
40
73
153
6243
ANEXO 2