Ação das Chaves de Manobra

A presença da chave de manobra a jusante do local da falha permite transferir a carga localizada após o setor que falhou para outro alimentador, quando este alimentador suporta a quantidade de carga que se deseja transferir. Esta ação reduz o tempo total de restauração da interrupção para os setores que podem ser energizados pela operação de manobra. Para exemplificar, a Figura 4.7 mostra o estado inicial da rede, uma configuração contendo dispositivos de proteção, chaves normalmente fechadas, NF, e normalmente abertas, NA, e duas subestações. A figura ilustra o processo de restauração de cada setor da rede que pode ser energizado sem a necessidade de esperar o reparo dos componentes afetados pela falha, pela operação de chaves de seccionamento ou de manobra.

A rede apresentada neste exemplo possui 5 setores:

• Setor 1 – localizado entre o disjuntor da SE1e o religador;

• Setor 2 – localizado entre o religador e a primeira chave NF (CH1); • Setor 3 – localizado entre as duas chaves NF (CH1e CH2);

(a) Rede com dispositivos de proteção, chaves NF e NA.

(b) Ação do religador.

(c) Ação da chave NF a montante da falha.

(d) Transferência da carga não atingida por meio da operação das chaves NF e NA.

Figura 4.7: Processo de restauração da rede na presença de dispositivos de proteção, chaves NF e NA. • Setor 5 – localizado entre a chave de manobra (NA) e o disjuntor da SE2.

Como apresentado anteriormente, o religador abre devido a presença do curto-circuito. Assim, todos os setores a jusante do religador e a montante da chave NA ficam sem energia, neste exemplo os setores 2, 3 e 4, como mostra a Figura 4.7(b). Quando uma chave secionadora a montante do local da falha é aberta e o religador é fechado, é possível isolar a falha e restabelecer a energia para os consumidores situados a montante da chave secionadora até o religador (setor 2), como mostra a Figura 4.7(c). Para realizar a transferência de carga dos setores não atingidos, é necessária a existência de uma chave secionadora e uma chave de manobra a jusante do local da falha. Com a operação destas duas chaves, a abertura da chave secionadora e o fechamento da chave de manobra, a transferência da carga é realizada para o setor 4, como mostra a Figura 4.7(d). Os consumidores que permanecem sem energia, após o processo descrito (no exemplo os consumidores situados no setor 3) , necessitam esperar pelo reparo dos componentes da rede atingidos pela falha. Após o reparo, é possível restabelecer o fornecimento de energia para esses consumidores.

Nestas operações são caracterizados três1tempos principais para o restabelecimento de energia: 1. Para todos os setores localizados a montante da chave secionadora CH1até o religador (ttr1); 2. Para os setores situados entre as chaves secionadoras CH1e CH2(ttr2);

1_{A operação do religador não foi apresentada neste exemplo, já que a mesma foi explicada em seções anteriores e o}

4.2. Avaliação do Impacto das Falhas no Sistema 29

3. Para os setores de carga a jusante da chave secionadora CH2e a montante da chave de manobra CM (ttr3).

Estes tempos são definidos pelas Equações (4.14), (4.15) e (4.16), respectivamente, sendo o tempo total de restauração do sistema a soma dos tempos de cada setor (Equação 4.13):

ttr1=

∑

∑

∑

Se, na configuração da rede, não existir uma chave seccionadora a jusante do local da falha e a montante da chave de manobra, é impossível realizar a transferência de carga pela operação da chave de manobra. Neste caso, como ilustrado na Figura 4.8, a restauração da rede seria equivalente à mostrada na Seção 4.2.4.

Figura 4.8: Impossibilidade de realização da transferência de carga.

Para esta configuração, o tempo total de restauração dos clientes localizados entre as chaves seccionadora e de manobra é calculado pela Equação (4.15).

Cap´ıtulo

5

Formulação do Problema de Alocação Ótima de

Chaves (PAC)

O objetivo deste capítulo é apresentar a formulação matemática para o PAC, cuja solução deve fornecer as melhores posições para localização de chaves nas redes de distribuição de energia elétrica, bem como os tipos e capacidades das chaves a serem instaladas. Sua formulação adota como objetivo a ser minimizado o custo da energia não distribuída na rede (END), juntamente com o custo de alocação das chaves propostas. Ressalta-se, no entanto, que este critério não é único, podendo ser adotados outros critérios sem necessidade de grandes modificações na arquitetura da metodologia proposta neste trabalho.

Inicialmente, é feita uma apresentação descritiva do modelo. E em seguida, é apresentada a formulação matemática e são discutidos os aspectos mais significativos do modelo.

5.1

Apresentação Descritiva

O principal objetivo da metodologia é definir as melhores posições, tipos e capacidades de chaves para alcançar melhorias na confiabilidade. Na metodologia proposta, a confiabilidade é avaliada pelo número de consumidores não atendidos e a quantidade de energia não distribuída (END) durante um certo tempo.

Os principais resultados esperados são:

• Melhoramento nos valores dos índices de confiabilidade das redes de distribuição;

• Maximização do número de clientes que podem ser restaurados após a ocorrência de falhas. Esses resultados podem ser obtidos pela procura das melhores relações custo-benefício com a alocação de chaves nas redes, incluindo chaves automáticas e não-automáticas (manuais), de seccionamento e de manobra.

O problema de alocação de chaves envolve os componentes discutidos a seguir: 31

• Função objetivo – Representa o prejuízo, as despesas e os investimentos, que podem ser assim caracterizados:

– Prejuízos: Energia não distribuída (END);

– Despesas: Gastos com alocação/realocação de chaves; – Investimentos: Aquisição e automação de chaves.

• Variáveis de decisão – Representam os locais para instalação, os tipos (manual, automática, seccionadora e de manobra) e as capacidades das chaves;

• Restrições do Problema – Caracterização da topologia da rede, conservação de fluxos, limites estabelecidos para os fluxos e valores máximos permitidos para o DEC.