Smart Grid: Automação da Distribuição.

Artigo originalmente publicado nas páginas 12, 13, 14, 16, 18 e 20 da edição 139, da Revista InTech América do Sul.

Autores: Rubem Guimarães Netto Dias, Tiago Torres dos Santos (Engenheiro de Controle e Automação da PowerSysLab)

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Smart Grid é certamente a pauta mais discutida no universo das empresas de energia. Poderia ser resumida em um conjunto de novas tecnologias aplicadas à rede, como: medição inteligente, geração distribuída, carros elétricos e novas redes de comunicação. É um mundo novo, onde cada consumidor poderá produzir energia e a rede seja talvez um mero coadjuvante em tudo isso. Talvez venhamos a possuir nossa própria geração solar, que será armazenada nas baterias do carro ou vendida como excedente. Talvez possamos sair de uma situação de escassez para uma situação de abundância de energia. Energia limpa.

Porém, muitos desafios se configuram até chegarmos a esse ponto. Desde as primeiras empresas de geração e distribuição de energia, na época dos pioneiros Thomas Edison e Westinghouse, a indústria da energia cresceu e se tornou um serviço vital e importante em qualquer cadeia produtiva. No entanto, esta mesma indústria sempre evoluiu sem grandes saltos tecnológicos, mas sim através de melhorias contínuas. Geração centralizada, grandes redes de distribuição e basicamente pouco controle – ou “inteligência” – sobre a qualidade e disponibilidade de fornecimento foram, desde o início, conceitos ou práticas hegemônicas.  Ainda hoje, as empresas dependem das informações dos usuários via “call center” para localizar um problema na rede e usam esta informação, muitas vezes pouco precisa, para calcular os índices de qualidade e realimentar seus processos internos.

Caso todas essas tendências se concretizem, estaremos a um passo de uma inovação radical em toda a cadeia de produção – geração, transmissão e distribuição – que será observada tanto no modo de operação e produção quanto no modelo de negócio e nos produtos comercializados.

Um dos principais motores disso é, sem dúvida, a busca da sustentabilidade via redução das emissões de gás carbônico, através da menor dependência da indústria de petróleo e gás e suas implicações geopolíticas. Do outro lado, o desenvolvimento de novas tecnologias (geração distribuída, carros elétricos, etc.) tem potencial de promover, por si só, grandes mudanças.

Mas vamos aqui escolher dois pontos que trarão um impacto considerável sobre os sistemas de distribuição: a conexão de um grande número de pequenas centrais geradoras e as novas tecnologias de comunicação de dados de baixo custo.

A geração distribuída, que é hoje no Brasil comum sob a forma de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), deverá, futuramente, ter um papel significativo na matriz energética de muitos países, permitindo que a geração proveniente de fontes renováveis (solar, eólica e biomassa) seja injetada e comercializada através da própria rede de distribuição de energia. Isso deverá demandar uma busca por dispositivos de controle e proteção mais inteligentes, espalhados geograficamente na rede, e que sejam capazes de garantir a qualidade da energia e a segurança operativa do sistema elétrico diante de cenários de consumo e geração extremamente complexos. Outro grande desafio está relacionado à regulamentação dessa atividade, e que deverá encontrar um equilíbrio em relação aos seguintes aspectos: a segurança do sistema elétrico, a correta remuneração do uso do sistema de distribuição e o valor da energia oriundo da geração distribuída.

Já a comunicação de dados de baixo custo abre um leque de oportunidades não somente para o futuro, mas também para o presente. Hoje, já há uma quantidade considerável de equipamentos inteligentes em campo, como: religadores, chaves automatizadas, reguladores de tensão, bancos de capacitores, medidores de energia, sensores de falta e meteorológicos. A utilização desses equipamentos já está proporcionando um retorno econômico e benefícios plenamente mapeados e garantidos a seus usuários. O fato de surgirem redes de dados eficientes e de baixo custo, como as redes baseadas na infraestrutura celular e os rádios digitais com tecnologia mesh, nos permite utilizar, já no presente, funcionalidades bem mais avançadas de controle e automação.

Se o uso destes equipamentos, executando funções autônomas, já traz benefícios, imagine estas ações coordenadas, supervisionadas e controladas por centros de controle inteligentes, capazes de associar os recursos da comunicação em tempo real com algoritmos sofisticados responsáveis por otimizar o uso dos ativos e aumentar a qualidade do serviço. Isso certamente agregará ainda mais valor e vantagens à operação. Essa transformação pode começar a ser implementada através de diferentes frentes, como: medição e redução das perdas comerciais e técnicas, diminuição de tempo de não fornecimento e consequente melhoria dos índices de qualidade, diminuição de custos operacionais, maior eficácia das equipes de campo, etc.

Se, de fato, essas tecnologias se tornarem economicamente viáveis, elas terão o poder de transformar o modo como atualmente são operadas as redes de distribuição, abrindo caminho para a consolidação das chamadas smart grids na sociedade.

Por onde começamos?

O candidato natural para ser o núcleo da evolução desse grande sistema é o software SCADA, uma vez que ele é responsável por gerenciar a coleta de dados e enviar comandos aos equipamentos de campo em tempo real. O primeiro passo é conectar e monitorar os equipamentos de campo que estão sem supervisão; o segundo passo é controlar a distância de modo centralizado; e o terceiro passo é integrar dados de vários sistemas e utilizar inteligência centralizada para aperfeiçoar a operação. O resultado de tudo isso é um sistema único, capaz de executar comandos e exibir resultados que otimizam a operação da rede em diversos aspectos: qualidade, perdas, disponibilidade, economia dos custos operacionais com as equipes de campo e gestão eficiente de ativos, fazendo com que o sistema de tempo real se torne um módulo importantíssimo do DMS (Distribution Management System) da empresa.

A maior parte das empresas tem iniciativas nesse sentido no Brasil. Muitas delas utilizam as redes públicas de dados baseadas no padrão GPRS provido pelas companhias de telefonia móvel; outras, via uma infraestrutura própria de rádios digitais de modo a implementar as redes de dados privadas, operando em livres frequências. Somente algumas intervenções anuais em cada religador, por exemplo, são suficientes para executar o payback da implantação do sistema e de toda a rede de comunicação. Um estudo feito pela CELESC, publicado no SENDI 2010, revela que apenas a economia gerada para substituir as intervenções em campo por comandos remotos faz com que o payback do sistema, incluindo a comunicação, seja realizado em torno de 12 meses para 400 equipamentos de campo.  É um número surpreendente, visto não terem sido contabilizadas a diminuição da energia não fornecida, nem o impacto sobre os índices de qualidade.

DMS – Primeiro passo para o Smart Grid

A seguir temos um diagrama funcional resumido do DMS:

Além de integrar os dados de uma série de outros sistemas que antes eram operados de forma isolada, o DMS também integra diversos aplicativos que têm como objetivo a otimização da rede e dos procedimentos de operação. Vejamos alguns algoritmos que fazem parte do DMS e que podemos executar, obtendo grandes benefícios, desde que tenhamos alguns sistemas de operação integrados ao SCADA.

Processador Topológico

Módulo que permite ao operador realizar a rápida identificação dos trechos desenergizados no sistema de distribuição e acompanhar, em tempo real, os importantes indicadores de continuidade estabelecidos pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica): DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), DIC (Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora) e FIC (Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora). Tais indicadores podem ser utilizados para balizar a tomada de decisão em situações de desligamentos que necessitem de uma rápida e eficiente ação de recomposição. Este algoritmo utiliza informações do cadastro elétrico e do sistema de automação para montar o modelo topológico da rede e identificar, em tempo real, os caminhos elétricos existentes entre os dispositivos do sistema. A Figura 1 apresenta o resultado do processador topológico em um alimentador com trechos desenergizados.


Figura 1: Indicação gráfica dos trechos desenergizados identificados pelo Processador Topológico

Alocador de Cargas

Utiliza informações provenientes de curvas típicas de consumo e dos sistemas SCADA e comercial, bem como o cadastro de rede, para estimar a potência ativa e reativa consumida por cada unidade consumidora. Dessa forma, o Alocador de Cargas cria um cenário consistente de carregamento instantâneo da rede de distribuição, possibilitando uma boa aproximação sobre a curva de carga de cada consumidor. Esse módulo torna-se necessário uma vez que, atualmente, a grande maioria dos consumidores não possui medidores eletrônicos com suporte à telemetria, criando-se a necessidade de que uma ferramenta matemática auxilie na construção de um cenário de carregamento consistente. Esse módulo é essencial para a realização das seguintes tarefas:

  • Análises on-line das condições de carregamento e tensão em toda a rede de distribuição, auxiliando na melhoria dos índices de qualidade, redução de perdas técnicas e preservação dos ativos da empresa;
  • Análise do comportamento do sistema diante das ações de transferência de cargas e recomposição do sistema, evitando desligamentos indevidos;
  • Fornecer cenários consistentes para a elaboração de análises de planejamento, pré e pós-operação;
  • Auxiliar no gerenciamento do reativo da rede (verificação da influência de banco de capacitores e reguladores de tensão);
  • Fornecer dados consistentes para os módulos, assim como os dados de otimização do ponto de operação, controle Volt/Var e recomposição automática do sistema.

Fluxo de Potência

Calcula o estado do sistema elétrico (módulo de tensão e ângulo para cada nó), o fluxo de potência ativa e reativa que circula em cada trecho da rede e a potência ativa e reativa injetada/absorvida em cada nó elétrico. Este módulo pode ser utilizado na elaboração de diferentes atividades, tais como:

  • Cálculo, em tempo real, de medidas elétricas em pontos sem supervisão;
  • Verificação do impacto de ações de controle;
  • Auxílio à pré-operação durante a elaboração de ordens de manobras;
  • Auxílio ao planejamento da rede de distribuição;
  • Criação de um ambiente de simulação voltado ao treinamento e certificação de operadores.

Quando utilizado para calcular medidas onde não existe supervisão, esse módulo permite que o operador controle, por exemplo, a tensão ao longo da rede de distribuição. Isso possibilita que o operador tome ações preventivas que façam com que a qualidade da energia fornecida permaneça dentro dos padrões exigidos pela ANEEL. Como ferramenta de simulação, o fluxo de potência pode ser utilizado pelo operador para verificar se a manobra que está prestes a ser executada irá ou não causar alguma violação de limite operacional. Essa conferência pode ser executada, por exemplo, antes de efetuar ações críticas de transferência de carga ou de recomposição do sistema.

Em atividades relacionadas à pré-operação, o fluxo de potência pode ser utilizado para auxiliar na elaboração e avaliação das ordens de manobras, permitindo simular diferentes ações (abertura e fechamento de chaves e disjuntores), e possibilitando analisar os impactos gerados pelas mesmas sobre o sistema elétrico. Já nas atividades de pós-operação, esse módulo possibilita reconstruir um cenário passado e avaliar as ações tomadas pelos operadores durante a ocorrência de eventos não planejados.

No planejamento, esse módulo pode ser utilizado para simular o comportamento elétrico do sistema mediante: o crescimento de carga, a expansão do sistema de distribuição, a alocação de banco de capacitores, o recondutoramento de trechos de rede, entre outros. Desse modo, auxilia os projetistas a melhor identificar a necessidade de novas obras e ações corretivas.

Por se tratar de uma ferramenta de simulação capaz de calcular o estado elétrico do sistema perante diferentes ações de controle, quando integrado ao sistema SCADA, esse módulo permite construir um ambiente realista e eficiente de treinamento e certificação de operadores. Assim, novos operadores podem ser treinados de forma segura e eficiente, em um ambiente didático e propício para a disseminação de conhecimentos entre os profissionais envolvidos na operação do sistema.

A utilização do módulo de fluxo de potência integrado ao sistema SCADA proporciona os seguintes benefícios:

  • Redução do número de desligamentos devido a atuações indevidas;
  • Redução do número de erros de operação;
  • Planejamento mais preciso da rede de distribuição;
  • Melhoria nos índices de disponibilidade e qualidade de tensão;
  • Agilidade no treinamento e capacitação dos operadores.

Análise do Perfil de Tensão
Análise 3D das Tensões
Figura 2: Resultados para análise da tensão ao longo de um alimentador

Estimador de Estados

Algoritmo que permite identificar e corrigir medidas portadoras de erros grosseiros no sistema de telemetria de variáveis elétricas. É capaz de identificar discrepâncias tanto em medidas analógicas quanto em estados de chaves e disjuntores. Esse módulo serve também para montar cenários consistentes de simulação para outros módulos.

Com a utilização do estimador de estados, é possível estimar valores de tensão (módulo e ângulo), potência ativa e reativa, estado de chaves/disjuntores e a posição de tap de transformadores em qualquer ponto da rede. Essa característica permite que a supervisão de variáveis elétricas seja realizada mesmo onde não exista um sistema de medição. O estado elétrico consistido pelo estimador pode ser salvo em uma base de dados histórica, no formato de snapshots, para que simulações baseadas em fluxo de potência sejam facilmente realizadas com base em cenários passados.

Seus principais benefícios são:

  • Evita que erros de operação ocorram devido a valores incorretos provenientes do sistema de medição;
  • É uma ferramenta de auxílio à manutenção do sistema de medição;
  • Previne problemas de saturação de TCs (Transdutores de Corrente);
  • Cria snapshots consistentes do sistema, que podem ser utilizados para prover simulações de análise e treinamento;
  • Possibilita obter maior abrangência na supervisão do sistema, uma vez que é possível monitorar o comportamento elétrico em pontos onde não exista supervisão.

Localização de Faltas

Com base em informações de religadores, sensores de falta, medidores horo-sazonais e banco de dados GIS, este módulo é capaz de reconhecer trechos da rede de distribuição que se encontram desenergizados e calcular os locais com maior probabilidade que a falta tenha ocorrido. Dessa forma, o operador pode auxiliar as equipes de campo na árdua tarefa de localizar a causa do desligamento, agilizando o isolamento do defeito e o restabelecimento do serviço, tudo isso sem precisar sair do centro de controle. Caso o algoritmo não possua informação suficiente para localizar a falta, este apresenta ao operador uma sequência de operações em chaves e religadores (operações sobre a falta) que tornem possível a rápida localização da falta. Uma vez identificado o local da causa do desligamento, ele pode ser ilustrado graficamente em um ambiente georeferenciado, como o apresentado na Figura 3 que utiliza o Google Earth TM como interface gráfica.


Figura 3: Indicação do provável local da falta na rede de distribuição

Seus principais benefícios são:

  • Melhoria dos índices de qualidade (DIC e DMIC);
  • Melhoria da eficiência operacional devido à localização automática da falha, economizando o tempo das equipes de campo;
  • Melhoria da segurança e agilidade dos procedimentos operacionais devido a maior integração entre o centro de controle e as equipes de campo;
  • Aumento da vida útil dos equipamentos devido à diminuição das operações de chaveamento sobre o curto para tentar localizar a falha;
  • Melhoria da segurança operacional devido a maior assertividade das manobras.

Isolamento de Faltas

Uma vez localizada a falta, esse módulo indica as manobras que devem ser executadas para que o trecho defeituoso seja devidamente isolado. Caso o sistema de distribuição possua um número considerável de equipamentos de manobra automatizados, o operador poderá optar para que uma primeira ação de isolamento seja realizada. Isso acontece via o sistema de automação e, após a chegada da equipe de manutenção em campo, permite realizar o isolamento de forma mais precisa e pontual. Esse módulo também pode considerar as características de equipamentos automatizados, possibilitando prover a adequação de funções de proteção, como, por exemplo, o religamento automático (79) e a proteção temporizada de neutro (51N).

Os benefícios trazidos por esse módulo são:

  • Agilidade e rapidez na tarefa de isolamento, reduzindo os riscos de acidentes à sociedade e às equipes de manutenção;
  • Maior aproveitamento da estrutura de automação, permitindo que o isolamento seja realizado em duas etapas, uma automatizada e outra manual;
  • Coordenação entre as tarefas de isolamento e adequação das funções de proteção existentes nos equipamentos automatizados;
  • Fornece recursos para que o pessoal de operação auxilie os operadores na identificação das chaves a serem operadas em campo.

Recomposição Pós-Falta

Uma vez detectada uma falha que tenha sido devidamente isolada, esse módulo é capaz de auxiliar o operador a restabelecer o serviço de forma segura e otimizada, calculando o melhor conjunto de manobras capazes de reduzir, ao máximo, o impacto da falta sobre o sistema de distribuição. Para isso, esse módulo utiliza o cadastro elétrico da rede, a configuração do sistema de proteção e a modelagem de carregamento do sistema.  Os trechos escolhidos para serem reenergizados podem ser selecionados em função de diferentes critérios: número de clientes reenergizados, total de carga restabelecida, menor impacto nos índices de continuidade, restabelecimento de carga prioritária, número de equipamentos manobrados e distância entre os equipamentos manobrados. Da mesma forma como no isolamento, o operador pode escolher que esse módulo considere, na elaboração da ordem de manobras, apenas o conjunto de equipamentos automatizados, reduzindo, em alguns segundos, o tempo total necessário para o restabelecimento.

Obviamente, quanto maior for o número de dispositivos de manobras com capacidade de telecomando, maior será a eficiência desse módulo. Após efetuar as manobras com base nos equipamentos automatizados, um novo conjunto de manobras em campo pode ser calculado de forma a restringir ainda mais o impacto da falta sobre o sistema de distribuição. Os benefícios advindos da utilização desse módulo podem ser resumidos em:

  • Metodologia bem definida para conduzir o operador em situações críticas de restabelecimento, possibilitando otimizar as manobras com base em diferentes critérios de escolha;
  • Melhoria nos índices de qualidade (DIC e DMIC);
  • Redução dos riscos de atuação do sistema de proteção durante a etapa de transferência de carga;
  • Previne que equipamentos tenham seus limites operacionais violados durante a transferência de carga.

 

Controle Volt/Var

Módulo responsável pelo controle centralizado da tensão ao longo de alimentadores do sistema de distribuição. Através da atuação junto aos reguladores de tensão e banco de capacitores, esse módulo é capaz de otimizar os níveis de tensão para que estes fiquem dentro dos limites adequados de operação estabelecidos pelo módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição redigidos pela ANEEL. Como resultado, esse módulo indica para o operador quais as ações a serem tomadas em tap de transformadores e chaves de banco de capacitores, para que não haja transgressão nos valores de tensão ao longo do alimentador. Caso tais equipamentos possuam controle local (descentralizado), esse módulo calcula os valores dos setpoints que devem ser ajustados em cada controlador, fazendo com que a interação de um equipamento com outro resulte no melhor resultado global possível.

Como a tensão na rede de distribuição varia em função da carga e o valor da carga varia em função das características de cada consumidor, os ajustes em cada equipamento, com capacidade de regulação de tensão, pode ter de sofrer diversas alterações ao longo do dia. Assim, caso os equipamentos de regulação não estejam integrados ao sistema SCADA do centro de controle, certamente tais ajustes se tornarão inviáveis, devido ao esforço de deslocamento de equipes de campo que essa tarefa demandará. Através da automação destes equipamentos e da integração de um módulo de controle do tipo Volt/Var ao SCADA, é possível obter os seguintes benefícios:

  • Melhoria dos índices de qualidade DRP (Índice de Duração Relativa da Transgressão para Tensão Precária) e DRC (Índice de Duração Relativa da Transgressão para Tensão Crítica);
  • Redução dos valores pagos aos consumidores devido às compensações por violações dos índices DRP e DRC;
  • Redução das perdas do sistema devido à adequação dos níveis de tensão;
  • Maior aproveitamento da capacidade de regulação dos dispositivos;
  • Regulação coordenada entre o transformador da subestação e os dispositivos de controle ao longo da rede de distribuição;
  • Melhor aproveitamento dos ativos de rede através da correção do fator de potência.

Conclusão

A principal conclusão é que temos muito a ganhar no caminho do Smart Grid, implantando tecnologias já disponíveis e que certamente farão parte do futuro das redes inteligentes. Sabemos que o Smart Grid completo ainda demandará um marco regulatório e o amadurecimento de algumas tecnologias fundamentais para sua implantação. Contudo, a integração dos sistemas de operação e a implementação de algoritmos de inteligência elétrica são ações com grande retorno financeiro e que não precisam esperar para serem colocadas em prática.

A expansão da funcionalidade do SCADA é seguramente a estratégia mais eficiente para implantar os novos requisitos com melhor custo de reaproveitamento dos sistemas legados e menor impacto operacional.

 

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