UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO
GRANDE DO SUL - UNIJUI
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
ESTUDO DA MELHORIA ALCANÇADA NOS ÍNDICES DE
CONTINUIDADE COM A APLICAÇÃO DE RELIGADORES
AUTOMÁTICOS EM REDE DE DISTRIBUIÇÃO
MAIARA PIES HOSS
Santa Rosa – RS
MAIARA PIES HOSS
ESTUDO DA MELHORIA ALCANÇADA NOS ÍNDICES DE
CONTINUIDADE COM A APLICAÇÃO DE RELIGADORES
AUTOMÁTICOS EM REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Trabalho de conclusão de curso apresentado à Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul como parte dos requisitos para a obtenção do grau de bacharelado em Engenharia Elétrica.
Orientador: Professor Me. Mauro Fonseca Rodrigues
Santa Rosa
“Os dias prósperos não vem por acaso; nascem de muita fadiga e persistência”.
Considerando o período em que estive envolvida nas atividades do curso de bacharelado em Engenharia Elétrica, deixo aqui registrado os meus agradecimentos.
Em primeiro lugar agradeço a Deus, que me deu saúde, força e oportunidade de realizar meus sonhos.
À minha família que me deu todo amor, apoio e carinho. Em especial meus pais Élio Alberto Hoss e Isolde Inês Pies, que não mediram esforços para que este sonho se realizasse, sem a motivação, confiança e preocupação deles, nada disso seria possível.
Aos padrinhos Elói Ilton Pies e Cristiane Butzen pela compreensão das ausências nos finais de semestre.
Ao professor Mauro Fonseca Rodrigues, pela orientação em todo o período acadêmico e a orientação deste trabalho, pelas oportunidades de crescimento profissional e pessoal que me concedeu. E à Unijuí pela oportunidade de cursar Engenharia Elétrica na minha cidade de Santa Rosa/RS.
À minha amiga e parceira de batalhas da engenharia Silvana Zauza, que durante quase todo período acadêmico caminhou ao meu lado.
À minha irmã de coração Simone Henz por todo apoio e motivação.
Aos colegas de trabalho da Cooperluz, que muito contribuíram com suas experiências e conhecimentos, em especial a Oldair José Tizian, Jorge Luís da Silva Castro e Carlos Eduardo Meinecke Vargas.
À Distribuidora de Energia Fronteira Noroeste - COOPERLUZ, pelo fornecimento de informações e dados necessários para a realização deste trabalho.
HOSS, MAIARA PIES. Estudo da melhoria alcançada nos índices de
continuidade com a aplicação de religadores automáticos em rede de distribuição. Trabalho de Conclusão de Curso. Curso de Engenharia Elétrica,
Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUÍ, Santa Rosa, 2018.
Tendo em vista as exigências cada vez mais rigorosas impostas pelo órgão regulador do setor elétrico, da mesma maneira às imposições feitas pelos próprios consumidores, as concessionárias de energia estão em constante busca de alternativas para conservar seus indicadores de continuidade do fornecimento abaixo dos limites permitidos, principalmente pelo motivo de cobrança de multa, caso as empresas ultrapassem os valores estabelecidos. E, com isso, qualificam sua prestação de serviço perante os clientes, obtendo dados para comprovação de sua qualidade. Uma das alternativas, para esse objetivo, é a substituição de chaves fusíveis por religadores automáticos telecomandados, os quais devem manter os indicadores coletivos dentro da faixa limitante, mais especificamente em áreas rurais, devido ao número elevado de ocorrências identificadas de interrupções nesses casos e na sua maioria com fatos geradores considerados temporários. Perante este cenário, o presente trabalho tem como objetivo principal a avalição e comparação dos indicadores coletivos DEC e FEC antes e depois da substituição da chave fusível pelo religador automático na rede da concessionária COOPERLUZ, comprovando assim que a troca pelo equipamento de religação foi uma alternativa correta para o trecho analisado, pois foram alcançados os resultados de diminuição do indicador DEC em 23,72 % e 30,12 % no indicador FEC. Também são apresentados conceitos de configurações de redes de distribuição, juntamente com uma explanação sobre equipamentos de proteção do sistema de distribuição, tipos de faltas de energia e Smart Grids. Essas informações, agregadas, subsidiam os resultados que sinalizam, claramente, a melhoria obtida nos indicadores de continuidade a partir da inserção de religadores telecomandados na rede de distribuição de energia.
Palavras Chaves: Chave fusível. Religador. Indicadores de continuidade de
ABSTRACT
HOSS, MAIARA PIES. Study of the improvement achieved in the indices of continuity with the application of automatic reclosers in distribution network.
Completion of course work. Course of Electrical Engineering, Regional University of the Northwest of the State of Rio Grande do Sul - UNIJUÍ, Santa Rosa, 2018.
In view of the increasingly stringent requirements imposed by the regulator of the electricity sector, as well as the impositions made by consumers themselves, energy concessionaires are constantly seeking alternatives to keep their indicators of continuity of supply below permitted limits, mainly due to the reason for charging a fine, if the companies exceed the established amounts. And, with this, they qualify their service rendering to the clients, obtaining data to prove their quality. One of the alternatives for this purpose is the replacement of fuses by automatic remote reclosers, which should keep the collective indicators within the limiting range, more specifically in rural areas, due to the high number of identified occurrences of interruptions in these cases and mostly with temporary events. Given this scenario, the main objective of this study is to evaluate and compare the collective indicators DEC and FEC before and after the replacement of the fuse key by the automatic recloser in the network of the COOPERLUZ concessionaire, thus proving that the exchange for the reconnection equipment was an alternative correct for the section analyzed, since the results of a DEC indicator decrease were achieved in 23.72% and 30.12% in the FEC indicator. Also presented are concepts of distribution network configurations, together with an explanation of distribution system protection equipment, types power failures and Smart Grids. This aggregated information supports the results that clearly signal the improvement obtained in the continuity indicators from the insertion of remote reclosers in the power distribution network.
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
BT Baixa Tensão
COD Centro de Operação de Distribuição
CPU Unidade Central de Processamento
CPFL Companhia Paulista de Força e Luz
COOPERLUZ Cooperativa Distribuidora de Energia Fronteira Noroeste
DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade
Consumidora
DIC Duração de interrupção individual por unidade
consumidora
DICRI Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão
DMIC Duração máxima de interrupção contínua por unidade
consumidora ou ponto de conexão
DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica
DRC Duração relativa da transgressão de tensão crítica
DRP Duração relativa da transgressão de tensão precária
FEC Frequência equivalente de interrupção por unidade
consumidora
FIC Frequência de interrupção individual por unidade
MTE Ministério do Trabalho e Emprego do Brasil
UC Unidade Consumidora
PRODIST Procedimentos de Distribuição
RTP Revisão Tarifária Periódica
SCADA Supervisory Control and Data Acquisition System
SEP Sistema Elétrico de Potência
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ... 12 1.1 OBJETIVOS ... 13 1.1.1 Objetivo Geral ... 13 1.1.2 Objetivos Específicos ... 14 1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO ... 14 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 16 2.1 REDE DE DISTRIBUIÇÃO ... 162.1.1 Tipos de Rede de Distribuição... 17
2.1.1.1 Redes Aéreas ... 17
2.1.1.2 Redes Subterrâneas ... 19
2.1.2 Equipamento de proteção do sistema de distribuição ... 20
2.1.2.1 Chaves Fusíveis ... 21 2.1.2.2 Disjuntores... 21 2.1.2.3 Religadores ... 22 2.1.2.4 Relés ... 22 2.2 RELIGADORES ... 23 2.2.1 Funcionamento ... 25 2.2.2 Classificação ... 26
2.2.3 Aplicação de Religadores em Sistemas de Distribuição ... 27
2.3 TIPOS DE FALTAS DE ENERGIA ELÉTRICA ... 27
2.3.1 Faltas Transitórias ... 27
2.3.2 Faltas Permanentes ... 28
2.4 SMART GRIDS- REDES INTELIGENTES ... 29
2.4.1 Sistemas de Telecomunicações ... 32
2.5 ALGUMAS RECOMENDAÇÕES E NORMAS ENVOLVIDAS NA ÁREA.. 35
2.5.1 Norma Regulamentadora NR 10 ... 35
2.5.2 PRODIST – Módulo 8 ... 36
2.5.2.1 Qualidade do Produto ... 37
2.5.2.2 Qualidade do Serviço ... 37
2.5.2.3 Indicadores de Continuidade do Serviço de Distribuição de Energia Elétrica...39
2.5.2.3.1 Indicadores de continuidade coletivos ... 39
2.5.2.3.2 Indicadores de continuidade individual... 40
2.5.2.3.3 Fórmula para cálculo DEC e FEC ... 40
3 METODOLOGIA ... 42 3.1 MÉTODO DE ABORDAGEM ... 42 3.2 TÉCNICAS DE PESQUISA ... 42 3.3 METODOLOGIA APLICADA ... 42 4 ESTUDO DE CASO ... 44 4.1 ESCOLHA DO EQUIPAMENTO ... 44
4.1.1 Características da Chave Fusível ... 45
4.1.2 Características do Religador Automático ... 45
4.2 OBTENÇÃO DOS DADOS ... 47
4.2.1 Chave Fusível - 27052 ... 47
4.2.2 Religador - 88030 ... 47
4.3 APURAÇÃO / DIMENSIONAMENTO DOS INDICADORES ... 48
4.3.1 Dimensionamento DEC ... 48
4.3.1.2 DEC Religador ... 48
4.3.2 Dimensionamento FEC ... 49
4.3.2.1 FEC chave fusível ... 49
4.3.2.2 FEC Religador ... 49
4.4 FALTAS TRANSITÓRIAS DO RELIGADOR QUE PODERIAM SER DO TIPO PERMANENTES ... 50
4.4.1 Dimensionamento DEC ano de 2015 sem a instalação do religador ... 52
4.4.2 Dimensionamento FEC ano de 2015 sem a instalação do religador ... 52
5 ANÁLISE E DISCUSSÃO DOS RESULTADOS ... 54
6 CONCLUSÃO ... 61
7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 63 ANEXOS 66
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Sistema Elétrico Potência ... 16
Figura 2 - Rede aérea convencional ... 17
Figura 3 - Rede aérea compacta ... 18
Figura 4 - Rede aérea isolada ... 19
Figura 5 - Rede Subterrânea ... 20
Figura 6 - Chave Fusível ... 21
Figura 7 - Religador ... 22
Figura 8 - Religador Automático instalado na rede de distribuição ... 24
Figura 9 - Curva tempo x corrente de atuação do Religador ... 26
Figura 10 - Gráfico estratificado das causas de interrupções ano 2015 ... 29
Figura 11 - Smart Grid ... 30
Figura 12 - Supervisório Religadores da COOPERLUZ ... 33
Figura 13 - Tela de operação individual dos religadores ... 35
Figura 14 - Diagrama unifilar Religador 88030 ... 46
Figura 15 - Comparação do indicador DEC ... 56
Figura 16 - Comparação do indicador FEC ... 57
Figura 17 - Indicador DEC ... 59
LISTA DE QUADROS E TABELAS
Tabela 1 - Faltas de energia equipamento 27052 ... 47
Tabela 2 - Faltas de energia equipamento 88030 ... 47
Quadro 1 - Conversão do tempo em horas ... 48
Quadro 2 - Conversão do tempo em horas ... 49
1
INTRODUÇÃO
Em 1978, pela primeira vez no Brasil, foram instituídos padrões de índices de continuidade de serviço, DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora), pelo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE, Portaria nº 046/78, de 17 de abril de 1978.
A instituição da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) ocorreu no ano de 1996, no entanto foi no ano 2000 que a reguladora apontou com a Resolução N° 024, a necessidade de rever, atualizar e consolidar as disposições referentes à continuidade da distribuição de energia elétrica definidas na Portaria DNAEE nº 046/78, de 17 de abril de 1978. Competindo, a partir de então, à Aneel estimular a melhoria do serviço prestado e zelar, direta ou indiretamente, pela sua qualidade (ANEEL, 2017).
Desde este fato transcorrido, e com o crescente aumento do consumo de energia elétrica, as exigências impostas pelo órgão regulador e pelos próprios consumidores, principalmente em efeitos de contingência, como a redução da duração e a frequência das interrupções no fornecimento da eletricidade, vêm se tornando cada vez mais rigorosas. O que tem levado as concessionárias de energia a buscar alternativas para manter os índices dentro das faixas limitantes, sujeito a penalidades se não atendidos os padrões estabelecidos.
Em 2010, foi assinado o contrato de permissão de distribuição de energia elétrica da empresa em que acontecerá o estudo, COOPERLUZ; a mesma está sendo rigorosamente monitorada pela agência reguladora (Aneel) em relação à apuração dos índices de continuidade.
Nesse processo de adaptação às normas, regras e limitantes do setor elétrico brasileiro, a COOPERLUZ vem buscando alternativas para o cumprimento e melhoria dos indicadores.
A instalação de tecnologias, como o religador automático, em sistemas de distribuição é uma das alternativas que possibilita a melhoria nos valores dos indicadores de continuidade.
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Este presente trabalho propõe o estudo da tecnologia referente ao uso de religadores automáticos em uma rede de distribuição, comparando a quantidade de faltas de energia permanente entre os períodos de 1 (um) ano anterior e 1 (um) ano posterior à instalação do equipamento. Analisando a provável melhoria nos indicadores de continuidade. O estudo irá se limitar à região de rede rural, localidade de Rincão Santa Cruz, situada no município de Giruá, Estado do Rio Grande do Sul.
O religador tem como uma de suas principais atividades, a diminuição de faltas de energias permanentes em virtudes de causas temporárias, tais como: galhos de árvore que se encostam à rede e descargas atmosféricas. Essas características do equipamento e sua operação despertaram a curiosidade, que se somou à oportunidade, de estudar mais afundo essa relação entre religadores e índices de continuidade, visto que a empresa não possui dados exatos, estudos ou comprovação da melhoria de um determinado ponto, rede ou alimentador a partir da implantação do equipamento. Atualmente avalia apenas de um modo geral.
Dessa forma com a implantação dos religadores, além da possível melhoria dos indicadores de continuidade, evitando penalidades monetárias, possibilita, às concessionárias, a localização do ponto de falta de energia elétrica mais rapidamente, com o sistema de telecomando, pois são sistemas que permitem, inclusive, a inserção de inteligência na operação tendo por objetivo interligar a rede de distribuição com equipamentos inteligentes que se comunicam com os operadores. Como consequência, haverá identificação fácil das falhas, para os casos de emergência, e, em casos de recuperação do sistema, localizar mais rapidamente, não ocasionando prejuízos à concessionária e aos consumidores.
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 Objetivo geral
Comparar a quantidade de faltas de energia elétrica permanentes, antes e depois da instalação de um religador na rede de distribuição de BT, analisando a evolução dos índices de continuidade de serviço e as operações destes equipamentos, correlacionando os dados.
1.1.2 Objetivos Específicos
Para alcançar o objetivo geral foram determinados objetivos secundários que seguem:
revisar bibliografia sobre a rede de distribuição e religadores, bem como sua integração;
estudar as normas referentes à Qualidade de Energia Elétrica;
conhecer Prodist– Módulo 8 e suas implicações;
analisar a legislação e as normas existentes sobre a qualidade do produto e dos serviços prestados para distribuição de energia elétrica;
definir os tipos de faltas de energia elétrica;
compreender o funcionamento de um religador automático;
adquirir conhecimento básico sobre equipamentos de proteção do sistema de distribuição;
obter indicadores de continuidade de uma concessionária;
analisar indicadores de continuidade de serviço antes da instalação do religador;
analisar indicadores continuidade de serviço depois da instalação do religador;
comparar os indicadores de continuidade obtidos;
concluir através das análises efetuadas sobre a melhoria dos indicadores de continuidade, sob a ótica de operações do religador, na rede de distribuição estudada.
1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO
O trabalho está dividido em seis capítulos. Neste primeiro é realizada uma análise inicial sobre o sistema elétrico brasileiro, com destaque para a inicialização da regulamentação do setor de distribuição energia. Os objetivos citados posteriormente declaram o foco e as metas deste trabalho.
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No capítulo 2 é desenvolvida toda a revisão bibliográfica necessária para o embasamento teórico para melhor compreensão do estudo. Estão inclusos neste capítulo a composição da Rede de Distribuição, desde os tipos de rede existentes e os equipamentos de proteção inseridos na mesmo até chegar ao principal equipamento de proteção tratado neste trabalho que é o religador. Também abrange os tipos de faltas de energia e suas características. São citadas as normas e documentações que atualmente direcionam as concessionárias de distribuição no Brasil.
O capítulo 3 trata da metodologia que foi aplicada no presente trabalho.
No capítulo 4 é realizado o estudo de caso, através dos cálculos definidos em norma são obtidos os valores dos indicadores nos períodos analisados. Também é realizado um estudo onde podemos verificar as possíveis ocorrências de interrupção de energia se não ocorresse a substituição da chave fusível pelo religador.
O capítulo 5 se detém a análise e discussão dos resultados que foram obtidos no capitulo 4.
Finalmente, no capítulo 6, o trabalho é concluído e são acrescentadas algumas propostas para projetos futuros.
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
Baseada sobre os conceitos julgados necessários para a elaboração do estudo está à rede de distribuição, religadores: aplicação e classificação, Smart
Grids, Prodist-módulo 8 e indicadores de continuidade .
2.1 REDE DE DISTRIBUIÇÃO
O sistema de distribuição tem importância fundamental dentro do contexto de um sistema elétrico, não só pelo volume de investimentos que ele exige, como também pela sua elevada responsabilidade na qualidade de serviço prestado ao consumidor (EDITORA CAMPUS/ELETROBRÁS, 1982).
Segundo a Aneel o sistema de distribuição caracteriza-se como o segmento do setor elétrico dedicado à entrega de energia elétrica para um usuário final, podendo ser considerado como o conjunto de instalações e equipamentos elétricos que operam, geralmente, em tensões inferiores a 230 kV, incluindo os sistemas de baixa tensão (ANEEL,2017).
Na figura é apresentado o SEP ( Sistema Elétrico de Potência), no qual esta inserida a rede de distribuição.
Figura 1 – Sistema Elétrico de Potência
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2.1.1 Tipos de Rede de Distribuição
Os Alimentadores de distribuição, são redes provenientes das Subestações de distribuição, operam em faixas de tensão que podem ser 13,8 kV ou 24 kV. Podem ser aéreas ou subterrâneas. Estas redes alimentam os transformadores de distribuição, responsáveis pelo fornecimento da rede secundária de baixa tensão e consumidores primários de distribuição (Kagan, Oliveira, & Robba, 2010).
2.1.1.1 Redes Aéreas
Buratti, 2005, considera que redes convencionais se caracterizam por condutores nus, sem isolamento, apoiados sobre isoladores de porcelana ou vido, são fixados horizontalmente sobre cruzetas em circuitos de média tensão e verticalmente nos de baixa tensão. Por ter seus condutores nus a rede fica desprotegida contra influências do meio ambiente, causando assim maior número de ocorrências de interrupção e exige que sejam feitas podas regularmente nas árvores.
Possuem custo de manutenção de operação elevado, porém são mais baratas de se instalar (Pirelli, 2001).
A figura 2 apresenta a configuração da rede aérea convencional.
Figura 2 – Rede aérea convencional
Para aumentar a confiabilidade do sistema, surgem no Brasil na década de 1990 as redes compactas, como uma solução tecnológica para as concessionarias.
A rede de distribuição compacta é um conjunto formado por cabos de aço e cabos cobertos ou protegidos, são fixados em estruturas compostas por braços metálicos e espaçadores losangulares ou separadores de fases de material polimérico. Esse conjunto é sustentado por um cabo de aço guia sendo utilizado também como neutro do sistema de distribuição, mais popularmente conhecido como cabo mensageiro. Os condutores da rede compacta são apenas protegidos, não podendo ser considerados isolados eletricamente já que não possuem seu campo elétrico confinado (Buratti, 2005).
Por terem seus condutores protegidos aumentam a confiabilidade do sistema, podendo existir um contato momentâneo entre galhos de arvores e a rede, diferentemente da rede convencional. Também reduzem a necessidade das podas excessivas e a utilização de cruzetas de madeira (Velasco, 2003).
A figura 3 apresenta a rede aérea compacta.
Figura 3 – Rede aérea compacta
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A rede de distribuição aérea isolada utiliza três condutores isolados, blindados, trançados e reunidos em torno de um cabo mensageiro (neutro) de sustentação. Como observou Queiroz, 2003, são necessários então cabos condutores com camadas semicondutoras, chamados de cabos multiplexados, responsáveis pelo confinamento do campo elétrico em seu interior, tornando-se isolados eletricamente.
As redes isoladas são recomendadas para projetos especiais, devido ao seu alto custo de investimento de instalação.
Na figura 4 é demonstrada a rede isolada aplicada num sistema de distribuição.
Figura 4 – Rede aérea isolada
Fonte: (HCC Engenharia Elétrica, 2018)
2.1.1.2 Rede Subterrânea
As redes de fiação subterrâneas compõem uma alternativa mais moderna em relação às redes aéreas porque estão menos sujeitas a interferências do meio, como temporais, objetos lançados nos fios, acidentes de trânsito, vandalismo, contato com galhos de árvores e pássaros (CPFL, 2017).
As redes subterrâneas são as que necessitam maior investimento inicial para a sua construção, no entanto apresentam maior confiabilidade e custos de operação e manutenção menores ao longo do tempo (CELESC DISTRIBUIÇÃO, 2012).
A figura 5 demonstra a rede subterrânea implantada no cenário de uma cidade, onde se pode observar a diminuição da poluição visual.
Figura 5 – Rede Subterrânea
Fonte (JORNAL GGN, 2013)
2.1.2 Equipamento de proteção do sistema de distribuição
Em termos de proteção de linhas aéreas, distinguimos dois setores de proteção específicos: proteção de equipamentos e proteção de linhas.
A proteção de equipamentos visa exclusivamente o equipamento, evitando sua danificação por correntes de curto-circuito, faltas internas, sobrecargas e descargas atmosféricas.
Proteção de linha é aquela na qual os dispositivos de proteção são dimensionados com a finalidade de proteger os circuitos primários ou secundários contra correntes de faltas ou sobrecargas. Assim são isolados do trecho sob condição de falta, seccionando-os temporariamente ou permanentemente(Sérgio Guiguer, 2009).
Como proteção de linha são abordados no estudo os seguintes dispositivos:
chaves fusíveis;
religadores;
disjuntores;
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2.1.2.1 Chaves Fusíveis
Chave fusível é um equipamento destinado à proteção de sobre correntes de circuitos primários, amplamente utilizado em redes aéreas de distribuição urbana e rural e em pequenas subestações de consumidor e de concessionaria (João Mamede Filho, 2013).
Conforme afirma Sérgio Guiguer, 2009, esse dispositivo tem a característica de interrupção súbita e normalmente deve ser manualmente reposto para restaurar a operacionalidade do circuito.
A figura 6 apresenta uma Chave Fusível.
Figura 6-Chave Fusível
Fonte: (DELMAR LTDA, 2012)
O elo fusível é um elemento metálico que possui um aparte sensível quando submetidos a elevadas correntes elétricas, fundindo-se e rompendo num intervalo de tempo inversamente proporcional à grandeza da tal corrente. O mesmo é utilizado no interior do cartucho ou porta-fusível e preso nas extremidades da chave (João Mamede Filho, 2013).
2.1.2.2 Disjuntores
Os disjuntores são dispositivos capazes de conduzir e interromper correntes elétricas sob condições normais e anormais (faltas e sobre correntes), num determinado ponto do circuito, por um tempo indeterminado (Sérgio Guiguer, 2009).
Esses equipamentos devem sempre ser instalados acompanhados da aplicação dos relés respectivos, responsáveis pela detecção de correntes, tensões e potência, do circuito, grandezas analisadas por sensores previamente ajustados, que se necessário enviam a ordem de comando para sua abertura. Quando instalados sem os relés correspondentes o disjuntor pode ser classificado como uma chave de manobra, não podendo oferecer as características de proteção (João Mamede Filho, 2013).
2.1.2.3 Religadores
Conforme Filho & Mamede, 2011, religadores são equipamentos automáticos de interrupção de corrente elétrica dotados de uma determinada capacidade de repetição em operações de abertura e fechamento de um circuito, durante a ocorrêcia de um defeito.
Com o sistema de proteção adequadamente dimensionado, o religador irá suprir as faltas transitórias, evitando a queima dos elos, e sustentará a falta até a queima do elo em caso de falta permanente (Sérgio Guiguer, 2009).
Abaixo, na figura 7, é exibido o equipamento religador.
Figura 7 - Religador
Fonte: (SCHNEIDER ELETRIC, 2017)
2.1.2.4 Relés
O relé é um dispositivo com sensor que comanda a abertura do disjuntor quando surgem, no sistema protegido, condições anormais de funcionamento. Eles devem analisar e avaliar uma variedade grande de parâmetros (corrente, tensão,
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potência, impedância, ângulo de fase) para estabelecer qual a ação corretiva necessária (Jr & Schimdt, 2007).
O relé deve processar os sinais, determinar existência de uma anormalidade e então iniciar alguma ação de sinalização, bloqueio ou abertura do disjuntor, de modo a isolar o equipamento ou parte do sistema afetado pela falha, impedindo que a perturbação danifique equipamentos, comprometa a operação do sistema ou propague-se para outros componentes não atingidos pelo defeito (SARTORI, 2011).
Também possuem a opção de auxiliar na indicação onde ocorreu e qual o tipo de falha. Esses dados podem ser utilizados em conjunto com oscilografias, melhorando as características de atuação dos próprios relés, pois possuem meios de analisar a eficiência e eficácia da proteção (SARTORI, 2011).
Entre os principais tipos de relés está o relé de religamento (função ANSI 79) (SARTORI, Proteção e Seletividade de Sistemas Elétricos, 2011).
São utilizados em religadores para a proteção de curto circuito na rede. A atuação do relé de religamento pode ser ajustada pela curva tempo x corrente, tempo definido ou instantâneo. Assim, após um tempo pré-determinado, esse relé envia um novo sinal para o fechamento automático do religador que havia atuado previamente para desconexão do circuito (Filho & Mamede, 2011).O relé de religamento pode acionar o fechamento do circuito por até três vezes. O tempo de cada acionamento pode ser ajustado independentemente ou instantaneamente. Após a terceira abertura do religador o relé se autobloqueia e o circuito com defeito só poderá ser energizado manualmente após a inspeção nas instalações (Filho & Mamede, 2011).
2.2 RELIGADORES
Segundo João Mamede Filho, 2013, “religadores automáticos são equipamentos de interrupção da corrente elétrica dotados de uma determinada capacidade de repetição em operações de abertura e fechamento de um circuito, durante a ocorrência de um defeito”.
A utilização de equipamentos de religamento automático é frequente em concessionárias de distribuição de energia elétrica. E essa prática reduz o tempo de
interrupção de energia elétrica dos consumidores atendidos, onde apenas o circuito de falha permanece desligado. Os religadores são alocados em pontos estratégicos dos circuitos de distribuição para melhorar a qualidade do serviço de fornecimento de energia elétrica, ainda minimizam o número de clientes afetados por faltas permanentes restaurando automaticamente a energia por faltas temporárias, principalmente em áreas rurais, devido ao fato da frequência de falhas transitórias ser mais elevada nessas regiões.
Estes dispositivos reduzem os custos de mão de obra do serviço de reparo do sistema, evitando o deslocamento de equipes de manutenção e o tempo de desligamento da rede ou de setor do sistema (COOPERLUZ, 2017).
Na figura 8 é apresentado o equipamento de religação automática que será estudado neste trabalho, instalado na rede de distribuição da COOPERLUZ, município de Giruá, Estado do Rio Grande do Sul.
Figura 8- Religador Automático instalado na rede de distribuição
Fonte: (COOPERLUZ, 2017)
Esses equipamentos não devem ser aplicados em instalações industriais ou comerciais, onde os defeitos são na sua maioria de natureza permanente, ao contrário das redes aéreas urbanas e rurais.
O religador utilizado para este estudo de caso será o modelo Form 6. Esse equipamento possui ampla funcionalidade de proteção de sistemas, incluindo
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proteção de corrente de fase, de terra e de sequência negativa, proteção de sobre e sub-frequência, e proteção de tensão, proteção de falta sensitiva a terra direcional e verificação de sincronismo (Manual do Religador Form 6).
2.2.1 Funcionamento
Conforme Manual do Religador Form 6, a detecção de corrente é proporcionada por três transformadores de corrente localizados no religador e conectados ao controle de religador Form 6 através do cabo de controle. Este cabo também envia disparo, fechamento e situação do religador para a interface do religador. A corrente de linha que circula pelo religador é convertida no módulo da CPU num sinal digital adequado para a medição e cálculos de correntes de falta. A amostragem de dados acontece a uma taxa de 64 vezes por ciclo.
Quando a corrente de fase ou terra exceder seu valor mínimo de disparo programado e o tempo da curva de tempo corrente (TCC) associado, o controle inicia a sequência programada de operações de disparo e religamento do religador. Se a falta for temporária, o controle para comandar as operações do religador após um religamento bem sucedido e o controle é rearmado para o inicio da sua sequência de operação depois de um retardo prefixado. Se a falta for permanente, o controle executa a sequência programada completa de comandos de religamento e bloqueia com o religador aberto. Uma vez bloqueado, o controle deve ser fechado através do painel do operador ou das comunicações do software Elipse Scada. Isto rearma o controle até o início da sequência de operação (Manual do Religador Form 6).
A sequência de operações é definida de acordo com cada distribuidora e suas necessidades. Para a COOPERLUZ foi definido o padrão de no máximo três tentativas de normalização da rede, podendo ser nos intervalos das curvas lentas caracterizadas pelo tempo de 5 segundos de espera para próxima tentativa e curvas rápidas com o tempo de 3 segundos de espera entre tentativas. Se o circuito normalizar entre as sequências de operações, os contadores de interrupção são zerados (COOPERLUZ, 2017).
O religador Form 6 permite a escolha da sequência de operação, podendo ter curvas tempo X corrente lentas e curvas tempo X corrente rápidas. Na figura 9 segue a curva tempo versus corrente de atuação lenta e rápida, que é obtida através
do software Matlab. São essas curvas que definem o tempo de disparo do dispositivo. Este tempo deve ser menor que o tempo de fusão do elo-fusível, para que haja coordenação, garantindo que não seja necessário o deslocamento de uma equipe para substituição do elo, é a curva lenta que garante essa característica.
Figura 9 - Curva tempo X corrente de atuação do religador
Fonte: (COOPERLUZ, 2017)
Em anexo C são apresentados os parâmetros de configuração (setup) do religador, que são os ajustes da proteção que estão setados no equipamento. Estes parâmetros podem ser modificados remotamente através do software de supervisão fornecido pelo próprio fabricante do religador, ProView 5.0.
2.2.2 Classificação
Os religadores podem ser classificados pela quantidade do número de fases: monofásicos e trifásicos.
Os monofásicos tem sua aplicação à proteção de redes de distribuição monofásicas. Se instalados em redes trifásicas que alimentam cargas monofásicas, em cada fase da carga pode ser utilizados religadores monofásicos. Nesse caso se ocorrer um deito fase e terra permanente e qualquer unidades monofásica atuar, acontece o bloqueio no final do
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ciclo de religação, sem afetar outros consumidores ligados às outras duas fases, nas quais não foram afetadas pelo defeito (MAMEDE, 2013).
Já os trifásicos são destinados à proteção onde o seccionamento precisa ser simultâneo nas três fases, evitando que cargas trifásicas ligadas ao alimentador funcionem com apenas duas fases (MAMEDE, 2013).
2.2.3 Aplicação de religadores em sistemas de distribuição
Para a aplicação de religadores automáticos nos diferentes pontos das redes aéreas de distribuição, devem ser adotados alguns critérios segundo João Mamede Filho, 2013:
Em pontos de circuitos longos, onde as correntes de curto-circuito, pela elevação da impedância, não tem valor expressivo capaz de sensibilizar o equipamento de proteção, disjuntor ou religador, instalados no inicio do alimentador.
Na derivação de alguns ramais que suprem cargas relevantes, cuja área apresenta um elevado risco de falhas transitórias.
Em alimentadores que tenham dois ou mais ramais.
Num ponto imediatamente após uma carga ou concentração de carga que necessita de uma elevada continuidade de serviço.
Em ramais que alimentam consumidores primários cuja proteção seja feita através de disjuntores dotados apenas de relés de indução.
2.3 TIPOS DE FALTAS DE ENERGIA ELÉTRICA
Faltas é o termo que se aplica a todo fenômeno acidental que impede o funcionamento de um sistema ou equipamento elétrico. Há dois tipos de faltas, transitórias e permanentes (CUNHA & LEME, 2010).
Toda falta deve ser removida rapidamente, sob o risco de provocar a danificação de equipamentos e materiais.
KINDERMANN, 1997, aponta que 80% das faltas que ocorrem são na rede de distribuição são de origem transitória, ou seja, sem causar defeito na rede. O circuito pode ser reestabelecido após a atuação da proteção.
Dados da COOPERLUZ, 2017, apontam as causas mais comuns de defeitos transitórios:
descargas atmosféricas;
contato momentâneo entre os cabos condutores sem isolação;
contato de vegetação na rede; 2.3.2 Faltas permanentes
As faltas permanentes são irreversíveis sem o conserto na rede para reestabelecer o sistema. Após a abertura da proteção, a equipe de manutenção tem a necessidade de se deslocar até o local do defeito e somente após a eliminação do defeito pela mesma, o sistema poderá ser reestabelecido (KINDERMANN, 1997).
De modo eventual, uma falta do tipo transitória pode se transformar em uma falta do tipo permanente caso não haja uma operação adequada dos equipamentos de proteção, ou ainda se houver inexistência dos mesmos no decorrer da rede de distribuição (CPFL, 2006).
De acordo com a COOPERLUZ, 2017, as faltas permanentes são classificadas e dividas por seus fatos geradores (causas), as mais frequentes são as causas não identificadas, a qual não foi identificada a origem e o motivo da interrupção de falta de energia pelas equipes, em segundo lugar descargas atmosféricas, seguida por animais e entre as mais frequentes ainda classificam-se vegetação.
As informações como fato gerador e hora de reestabelecimento das interrupções (faltas de energia), são fornecidas ao COD - Centro de Operação de Distribuição, pelas equipes de atendimento designadas a se deslocarem a campo para atendimento destas solicitações. A comunicação entre a equipe e o COD é feita oralmente, via rádio VHF ou eventualmente por telefone, quando não é possível estabelecer comunicação através do rádio.
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A figura 10 traz a relação de quantidade de faltas de energias com seus fatos geradores no ano de 2015. Em azul são demonstradas as faltas de energias de causa não identificadas pelas equipes. Em vermelho faltas em decorrências de descargas atmosféricas, notando um alto valor no mês de outubro, mês em que ocorreram muitos temporais naquele ano. Segue em verde animais como causadores das interrupções e roxo vegetação.
Figura 10 – Gráfico estratificado das causas de interrupções ano 2015
Fonte: (AUTORIA PRÓPRIA)
2.4 SMART GRIDS- REDES INTELIGENTES
Sempre que há uma interrupção no fornecimento, percebe-se o quanto as pessoas são dependentes da energia elétrica. A segurança, por exemplo, fica ameaçada quando se está no trânsito, em elevadores, caminhando pelas ruas; portanto, uma rede mais confiável é o desejo de todos. Essa rede confiável pode ser classificada como rede smart grid ou REI (Rede Elétrica Inteligente) como é chamada no Brasil.
distribuição e de transmissão de energia elétrica que foram dotados de recursos de Tecnologia da Informação (TI) e Telecomunicações, obtendo elevado grau de automação, de forma a ampliar substancialmente a sua eficiência operacional. Devido ao alto nível de tecnologia agregado, essas redes elétricas conseguem responder a várias demandas da sociedade moderna, tanto no que se refere às necessidades energéticas, quanto em relação ao desenvolvimento sustentável (CPFL, 2017).
Existem várias definições para o conceito de redes inteligentes, mas todas convergem para o uso de elementos digitais e de comunicações nas redes que transportam a energia. Esses elementos possibilitam o envio de uma gama de dados e informação para os centros de controle, onde eles são tratados, auxiliando na operação e controle do sistema como um todo (Ministério de Minas e Energia, 2017).
A figura 11 ilustra um modelo de sistema de Smart Grid
Figura 11 – Smart Grid
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Na época atual, vive-se a era da tecnologia e as empresas de distribuição ainda necessitam que seus clientes as notifiquem de uma ocorrência de falta de energia. Com a implantação das smart grids esse cenário muda e as empresas poderão passar a ter o controle das ocorrências de interrupção do fornecimento instantaneamente por seus próprios sistemas, sem a necessidade da notificação de seus clientes ou usando esses avisos apenas como confirmação ou informações complementares.
Com essa nova tecnologia sendo empregada nas redes, a detecção de interrupções fica mais rápida, as informações em tempo real possibilitam o isolamento das áreas afetadas e o redirecionamento do fluxo de energia ocorrerá de forma a manter o maior número possível de consumidores atendidos, ajudando na manutenção e prevenção de interrupção de fornecimento (Ministério de Minas e Energia, 2017). Além disso, apenas os consumidores efetivamente afetados pela falta ficarão sem energia a partir da capacidade do sistema em isolar as áreas envolvidas.
Para as concessionárias de energia, as redes inteligentes trazem vantagens em relação aos sistemas elétricos convencionais. A possível identificação instantânea e precisa de uma queda no fornecimento na rede e a realização automática de manobras necessárias para viabilizar um pronto reestabelecimento do fornecimento. Outra vantagem é a possibilidade um conhecimento mais profundo do comportamento do consumo dos clientes, o que tornará possível um melhor planejamento da ampliação da oferta, além de ajustar o sistema para essas características, possibilitando o estabelecimento de um controle mais apurado de fraudes comerciais ou de perdas operacionais de energia, que podem ser identificadas mediante mudanças no comportamento do consumo (CPFL, 2017).
Além das vantagens para as concessionárias, os clientes também são beneficiados com a tecnologia smart grid tendo o melhor controle sobre o consumo de energia, novas opções de tarifação (energia pré-paga, tarifação horária), possibilitando diminuição com gastos de energia e oferta de novos serviços.
As smart grids também vêm sendo apontadas como uma ferramenta providencial para os países se ajustarem às demandas resultantes do Protocolo de
Kyoto. Os sistemas de geração de energia dos países desenvolvidos, em particular, são baseados no consumo de combustíveis fósseis, considerados os principais emissores de gases causadores do efeito estufa. Nesses países, as redes inteligentes são apontadas como o instrumento que permitirá a disseminação de fontes renováveis de energia, por meio dos conceitos de geração distribuída, através da micro e mini geração (CPFL, 2017).
Segundo a CPFL (2017), as smart grids contemplam a conexão de pequenos sistemas de geração fotovoltaicos (conversão da radiação luminosa em eletricidade) e eólicos (conversão da força dos ventos em eletricidade) em consumidores de baixa tensão (clientes residenciais e comerciais), além de possibilitar um perfeito funcionamento desses sistemas em sintonia com todo o sistema elétrico. Dessa forma, no futuro, será possível expandir ainda mais a geração de energia de forma descentralizada (sem a necessidade de construção de grandes e dispendiosos projetos de geração), e de forma pulverizada (permitindo ao consumidor final) ser um micro gerador de energia.
2.4.1 Sistemas de Telecomunicações
Inúmeras tecnologias estão disponíveis no mercado para a transmissão de dados entre a unidade consumidora e os centros de operação das concessionárias. A escolha deverá se basear na necessidade de confiabilidade, segurança e disponibilidade de cada serviço oferecido.
O tipo de operação a ser executada também é outro quesito a ser considerado como decisivo na escolha desse serviço. O controle e operação de equipamentos de proteção da rede como chaves e religadores exigem uma infraestrutura mais robusta e disponível, sem apresentar gargalos de transmissão e com resposta rápida e eficiente. Outras operações como leituras, poderão utilizar sistemas públicos, nos quais não há urgência de obtenção dos dados.
Um sistema complexo para o fornecimento de energia envolve múltiplos processos. No caso de Smart Grid, buscam-se elementos de tecnologia a proporcionar inteligência em várias fases do fornecimento de energia elétrica. (Ministério de Minas e Energia, 2017).
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Devido à necessidade de monitoração nas várias fases do fornecimento de energia, existem sistemas para gerir e supervisionar tais processos como, por exemplo, o sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition System) que utilizam comunicação em tempo real (Ministério de Minas e Energia, 2017).
Na Figura 12 pode-se visualizar o supervisório do sistema SCADA da COOPERLUZ, onde o religador em estudo está inserido, o mesmo aparece na figura circulado em amarelo.
Figura 12 – Supervisório Religadores da COOPERLUZ
Esse sistema proporciona uma visualização dinâmica em tempo real do estado físico de todos os equipamentos da rede de distribuição e das subestações, gerando alarmes que indicam quando os equipamentos estão em uma condição de operação diferente da normal. Os religadores apresentados na figura 13 que estão destacados na cor vermelha indicam que estão em operação e fechados (COOPERLUZ, 2018).
O sistema de alarme centralizado proporciona instantaneamente ao operador do Centro de Operação de Distribuição (COD) a visualização das informações de situação dos equipamentos e circuitos, indicações de erros, resolução de problemas e estatísticas.
Com base nestas informações geradas em tempo real os operadores realizam as manobras nos circuitos e subestações a fim de isolar trechos dos circuitos com defeito ou socorrer a carga de um determinado alimentador utilizando outro alimentador da mesma subestação ou de uma subestação diferente.
O sistema SCADA também permite gerar gráficos das grandezas elétricas possibilitando o acompanhamento online dos equipamentos ou até mesmo a pesquisa de um determinado período, como foi realizado neste estudo, facilitando assim o gerenciamento do sistema de distribuição de energia elétrica com análise de demandas e qualidade energia que está sendo distribuída aos seus consumidores.
Um religador telecomandado é um equipamento instalado nas redes de energia que possibilita a abertura e o fechamento de circuitos à distância, obedecendo a um comando dado remotamente, no COD (COPREL, 2017).
A figura 13 apresenta a tela de operação individual dos religadores, na qual pode-se abrir e fechar o religador e mudar seus parâmetros remotamente, incluindo ou excluindo certas proteções conforme necessidade.
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Figura 13 – Tela de operação individual dos religadores
Fonte: (COOPERLUZ, 2018)
As principais perspectivas da COOPERLUZ na aplicação do sistema de automação de religadores automáticos em suas redes era diminuir significativamente a quantidade de interrupções de energia aos consumidores, devido ao alto índice destas terem seus fatos geradores na sua maioria classificados como temporários e reversíveis, também o tempos de atendimento nas faltas de energia aos seus clientes, diminuindo consequentemente os custos operacionais já que dessa forma é possível realizar manobras de transferência de carga e religamento automático das redes que possuem estes equipamentos instalados, sem o deslocamento de equipes ao campo.
2.5 ALGUMAS RECOMENDAÇÕES E NORMAS ENVOLVIDAS NA ÁREA
2.5.1 Norma Regulamentadora NR 10
Esta norma, emitida pelo MINISTÉRIO DO TRABALHO E EMPREGO DO BRASIL, 2004, estabelece os requisitos e condições mínimas de garantia de segurança e a saúde de todos os trabalhadores, que direta ou indiretamente, interajam em instalações elétricas e serviços com eletricidade.
Cunha e Leme (2010) ressaltam que a atualização da versão vigente da NR 10 ocorrida pela ultima vez em dezembro de 2004, através da publicação da Portaria nº 598 do MTE, foi um marco para a engenharia das instalações elétricas no Brasil. A atualização acarretou na mudança em relação à forma de projetar, executar e manter as instalações elétricas assim como o modo de realizar serviços de eletricidade.
No subitem 10.1.2 da normativa é delimitado a abrangência das atividades, fases de geração, transmissão, distribuição e consumo, incluindo etapas de projetos construção, montagem, operação, manutenção das instalações elétricas e quaisquer trabalhos realizados nas suas proximidades, observando as normas técnicas oficiais estabelecidas pelos órgãos competentes e, na ausência ou omissão destas, as normas internacionais cabíveis.
2.5.2 PRODIST – Módulo 8
Os Procedimentos de Distribuição - PRODIST são documentos elaborados pela ANEEL com a participação dos agentes de distribuição e de outras entidades e associações do setor elétrico nacional, que normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica (ANEEL, 2017).
No módulo 8 estão estabelecidos os procedimentos relativos à qualidade de energia elétrica - QEE, abordando a qualidade do produto e a qualidade do serviço. Neste mesmo módulo quando abordado a qualidade de serviço é possível encontrar os indicadores de continuidade de serviço de distribuição de energia elétrica, tratados mais especificamente adiante (ANEEL, 2017).
Por meio do controle das interrupções, do cálculo e da divulgação dos indicadores de continuidade de serviço, as distribuidoras, os consumidores e a ANEEL podem avaliar a qualidade do serviço prestado e o desempenho do sistema elétrico (ANEEL, 2017).
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2.5.2.1 Qualidade do Produto
A qualidade do produto aborda à conformidade de tensão em regime permanente e as perturbações na forma de onda de tensão. São apontados os indicadores coletivos DRPE (duração relativa de transgressão de tensão precária equivalente) e DRCE (duração relativa de transgressão de tensão crítica equivalente), obtidos a partir da campanha de medição amostral instituída pela ANEEL (ANEEL, 2017).
2.5.2.2 Qualidade do Serviço
A qualidade dos serviços prestados engloba a avaliação das interrupções no fornecimento de energia elétrica. Para tal finalidade são apontados indicadores de continuidade coletivos, DEC (Duração equivalente por consumidor) e FEC (Frequência equivalente de interrupção por consumidor) e os indicadores de continuidade individuais: DIC (Duração de interrupção individual por unidade consumidora), FIC (Frequência de interrupção individual por unidade consumidora), DMIC (Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão) e DICRI (Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão), especificados no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição (PRODIST), (ANEEL, 2017).
Objetivo: estabelecer procedimentos relativos à qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras aos consumidores e às distribuidoras acessantes.
Estabelecer procedimentos relativos à qualidade do serviço prestado pelas transmissoras detentoras de Demais Instalações de Transmissão – DIT aos consumidores e distribuidoras
Definir indicadores e padrões de qualidade de serviço de forma a:
o fornecer mecanismos para acompanhamento e controle do desempenho das distribuidoras e das transmissoras detentoras DIT; o fornecer subsídios para os planos de reforma, melhoramento e
expansão da infraestrutura das distribuidoras;
o oferecer aos consumidores parâmetros para avaliação do serviço prestado pela distribuidora.
Os limites dos indicadores estão definidos em resolução específica da ANEEL, e podem ser encontrados no site da ANEEL, no link Informações Técnicas, em Distribuição de Energia Elétrica, em Qualidade do Serviço, em Indicadores de Continuidade. Esses indicadores são revistos na Revisão Tarifária Periódica (RTP) de cada distribuidora, que acontece em média a cada quatro anos, e vão se tornando cada vez mais rigorosos, a fim de melhorar a qualidade do serviço prestado ao consumidor (ANEEL, 2017).
A fiscalização do cumprimento dos limites de indicadores de continuidade, sejam coletivos ou individuais, é feita regularmente pela ANEEL, por meio da Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade (SFE). No caso de não pagamento da compensação, a distribuidora será submetida a penalidades, previstas na Resolução nº. 63/2004, e poderá receber multa, de acordo com a avaliação da equipe de fiscalização, referendada pela diretoria colegiada da Agência. O Módulo 8 do PRODIST também estipulou que a distribuidora deve informar mensalmente à ANEEL os valores compensados pelo descumprimento dos limites dos indicadores (ANEEL, 2017).
No caso da distribuidora não realizar o pagamento da compensação ao consumidor, poderá ser submetida às penalidades previstas na Resolução nº. 63/2004, e poderá receber multa, de acordo com a avaliação da equipe de fiscalização e aprovação da diretoria colegiada da Agência (ANEEL, 2017).
É abordado também no Prodist, Módulo 8, item 4, mais especificamente subitem 4.6 Ocorrências emergenciais, a definição da coleta de dados para o cálculo dos indicadores, sendo necessário considerar todas ocorrências emergenciais, incluindo dias considerados críticos e de natureza improcedente. Um exemplo de interrupção de natureza improcedente é a ocorrência/reclamação de defeito interno nas instalações das UCs e endereço da reclamação, e a mesma não ser localizada pelas equipes de atendimento de emergência (ANEEL, 2017).
No subitem 4.7, são definidos os procedimentos de apuração, registro, armazenamento e envio dos dados. Os dados relativos às ocorrências emergenciais devem ser apurados através de meios auditáveis, abrangendo a coleta destes dados até a conversão dos mesmos em indicadores. Para ocorrências emergenciais a
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distribuidora deve ter registrado no mínimo informações como a data (dia, mês e ano) e horário (horas e minutos) do conhecimento da ocorrência, da autorização do deslocamento da equipe de atendimento, da chegada da equipe e do reestabelecimento do fornecimento de energia para UC. O número de ordem da ocorrência e a identificação da forma que a empresa tomou conhecimento da ocorrência (automática através do sistema de supervisório ou por meio de informação ou reclamação do consumidor ou terceiro). Descrição da ocorrência como o fato gerador da interrupção, coordenada geográfica do poste ou estrutura mais próxima do local da ocorrência ou, quando não identificado o local, do dispositivo de proteção que operou (ANEEL, 2017).
Tais informações relativas de cada ocorrência emergencial devem ser armazenadas, em formulários próprios, por um período mínimo de 5 (cinco) anos, para uso da ANEEL e dos consumidores, e estar disponibilizadas em meio magnético ou digital (ANEEL, 2017).
Os indicadores são apurados para as interrupções maiores que 3 minutos, conforme o que acontece com outros indicadores no mundo (ANEEL, 2017).
2.5.2.3 Indicadores de Continuidade do Serviço de Distribuição de Energia Elétrica
Por meio do controle das interrupções, do cálculo e da divulgação dos indicadores de continuidade de serviço, as distribuidoras, os consumidores e a ANEEL podem avaliar a qualidade do serviço prestado e o desempenho do sistema elétrico (ANEEL, 2017).
2.5.2.3.1 Indicadores de continuidade coletivos
As distribuidoras necessitam manter um padrão de continuidade, devido exigências e limites estabelecidos no Módulo 8 do PRODIST. Essas exigências certificam a qualidade na prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica.
O DEC exprime o espaço de tempo em que em média cada consumidor ficou privado do fornecimento de energia elétrica no período considerado formalmente. Esse indicador tem dimensão de tempo, usualmente minuto ou hora, que é a
representação do tempo em que o consumidor teve seu fornecimento interrompido, o período de analise é anual (Kagan, Oliveira, & Robba, 2010).
Indicador FEC exprime o número de interrupções que em média, cada consumidor considerado sofreu, no período considerado. Este parâmetro é adimensional, representando o número de interrupções sofridas pelo consumidor no período considerado (Kagan, Oliveira, & Robba, 2010)
Com base nos indicadores DEC e FEC, anualmente é publicado o Indicador de Desempenho Global de Continuidade, onde o desempenho de uma distribuidora é comparado ao desempenho das demais empresas do país. (ANEEL, 2017)
2.5.2.3.2 Indicadores de continuidade individual
Indicadores individuais de continuidade são acompanhados da mesma maneira. DIC, FIC, DMIC e DICRI, apuram a qualidade do serviço em cada unidade consumidora:
Conforme o Prodist (ANEEL, 2017), os limites dos indicadores DIC e FIC são definidos para períodos mensais, trimestrais e anuais. O limite do indicador DMIC é definido para períodos mensais. O limite do indicador DICRI é definido para cada interrupção em dia crítico.
2.5.2.3.3 Fórmula para cálculo DEC e FEC
Para a análise de melhoria dos indicadores após a instalação do equipamento de religação automático serão analisados e calculados os indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC: As equações para os cálculos destes indicadores são referenciadas no Módulo 8 do Prodist (ANEEL, 2017).
∑ (1)
N- número de ocorrências no período estudado;
Cai – número de consumidores atingidos na interrupção “i”; Cs- número total de consumidores existentes na área em estudo;
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ti – duração da interrupção de suprimento “i” usualmente em minutos;
∑ (2)
N- número de ocorrências no período estudado;
Cai – número de consumidores atingidos na interrupção “i”; Cs- número total de consumidores existentes na área em estudo; ti – duração da interrupção de suprimento “i” usualmente em minutos;
3 METODOLOGIA
3.1 MÉTODO DE ABORDAGEM
O método desse estudo foi de natureza exploratória e a abordagem qualitativa na análise de dados para encontrar os resultados obtidos. Também se utilizou os conceitos de pesquisa bibliográfica para o embasamento teórico/científico.
O trabalho será baseado nos conceitos de qualidade de energia e índices de continuidade abordados no Prodist, especificadamente, no Módulo 8, com a aplicação das regras sobre os dados reais obtidos através de cálculos com valores fornecidos pela empresa na qual se dará o estudo de caso, para a verificação da evolução dos índices de continuidade de serviço.
3.2 TÉCNICAS DE PESQUISA
Conforme Vergara (2004), as pesquisas classificam-se quanto aos fins definidos e quanto aos meios utilizados, sendo que a autora ressalta também que os tipos de pesquisas não são mutuamente excludentes, ou seja, uma mesma pesquisa poderá ter mais de uma classificação.
Com a intenção de atingir a todos objetivos do trabalho e concretizar o mesmo, o estudo irá abordar uma ampla pesquisa bibliográfica, realizando consultas em livros, artigos, revistas, manuais técnicos de equipamentos, dados da empresa, entre outros materiais que venham a contribuir no embasamento teórico projeto.
3.3 METODOLOGIA APLICADA
A partir dos indicadores apresentados na revisão bibliográfica, normas e tecnologias de religadores será possível avaliar os ganhos ou perdas obtidos por uma concessionária de energia a partir da implantação de um religador telecomandado em sua rede.
Assim, serão analisados os dados reais de operação da rede antes e depois da instalação do religador, observando as características técnicas do sistema anterior, chave fusível, e do sistema atual, religador, para obter as respostas
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necessárias. Com o cruzamento dessas informações será possível obter conclusões a respeito da efetividade operacional do religador, apontando suas vantagens e desvantagens operacionais com relação à rede onde está instalado.
Para realizar o estudo de caso, o primeiro procedimento realizado foi solicitar à distribuidora a utilização de dados específicos da mesma, como os índices de continuidade para posterior análise. Logo após, foi determinado o equipamento de religação que será objeto de estudo, já que são mais de 30 unidades instaladas ao longo de sua rede de distribuição.
Para o estudo da melhoria dos índices de continuidade foram abordados os seguintes critérios:
1) Obtenção dos dados da empresa, quantidade de faltas de energias permanentes durante 1 ano antes da instalação do religador automático.
2) Dimensionamento dos índices DEC e FEC para este período.
3) Obtenção dos dados da empresa, quantidade de faltas de energias permanentes durante 1 ano após a instalação do equipamento na rede.
4) Dimensionamento dos índices DEC e FEC novamente para comparação da evolução dos dados.
4 ESTUDO DE CASO
Após obter conhecimentos específicos, através da revisão bibliográfica, e obter os dados operacionais da empresa, foi possível realizar o estudo de caso que segue.
4.1 ESCOLHA DO EQUIPAMENTO
A escolha do equipamento no qual foi realizado o estudo de caso ocorreu de forma minuciosa, já que é de extrema importância para o desenvolvimento do trabalho.
Analisando os equipamentos de religadores automáticos, atualmente instalados na rede de distribuição da COOPERLUZ, verificou-se que um específico possuía a característica que auxiliaria na comparação de resultados antes e depois da instalação do equipamento de religação. Essa característica se dá ao fato de que o religador automático foi instalado de maneira a realizar a substituição de uma chave fusível.
Como foi visto anteriormente no capítulo 2, Chaves Fusíveis são dispositivos que atuam de maneira súbita e necessitam de manutenção presencial, não diferenciando faltas de energia transitórias de faltas de energia permanentes.
Com a verificação da quantidade significativa de faltas de energias que estavam ocorrendo no equipamento referenciado pela empresa como 27052 (número da chave fusível adotado pela empresa para identificação) e pela rede ser muito extensa, optou-se por fazer a substituição pelo religador. Possibilitando assim, possivelmente o decréscimo do número de faltas de energia, já que o equipamento consegue reverter condições de falta por motivo transitório e também operar manobras e telecomando do equipamento.
Com isso, esse trabalho surge como uma maneira de investigar cientificamente se a hipótese tratada pela empresa confirmou-se nos resultados dos indicadores desse ponto específico, além de realizar uma verificação completa dos critérios operacionais dos dois tipos de equipamentos e suas relações com a rede de distribuição de energia elétrica.
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4.1.1 Características da Chave Fusível
A seccionadora 27052 tem como características:
elo fusível de 25 K;
corrente máxima 100 A;
isolamento a seco;
data da instalação: 05/07/2004; Atendia um total de 96 consumidores.
4.1.2 Características do religador automático
O religador estudado possui as seguintes especificações:
tensão máxima 25 kVA;
corrente máxima 400 A;
extensão de rede: 62,98 km;
possui sistema de telecomando;
data da instalação: 21/11/2014;
Até o ano de 2015 atendia um total de 92 consumidores, entre eles uma Escola Municipal. No total a demanda fica em tono de 17,588 kVA.
O religador está inserido no final do Alimentador 03 da subestação de 69 kV da concessionária, e fica localizado no interior do município de Giruá, localidade de Rincão Cascavel. Montante a ele, esta rede possui instalados mais dois religadores, 18 chaves facas e 3 chaves fusíveis. No anexo B segue o diagrama unifilar do
Alimentador 03, o qual o religador 88030 está inserido.
Na figura 14 é apresentado o diagrama unifilar do equipamento religador 88030 e sua abrangência.
Figura 14 - Diagrama unifilar Religador 88030
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4.2 OBTENÇÃO DOS DADOS
Os dados foram obtidos no período pré-determinado de um ano antes da substituição da chave fusível pelo religador e um ano após o religador estar conectado e operando na rede. Esses valores foram obtidos através do software utilizado pela empresa E2 COD, exigido pela Aneel, com a existência de armazenamento dos registros de interrupções que ultrapassem os 3 (três) minutos por até 5 (cinco) anos.
4.2.1 Chave Fusível – 27052
Para o período de análise compreendido entre 20/11/2013 até 20/11/2014 a tabela 1 apresenta os eventos ocorridos.
Tabela 1 - Faltas de energia equipamento 27052
Data Interrupções Duração Consumidores
atingidos Consumidores do conjunto 02/07/2014 1ª 3h52 36 96 04/08/2014 2ª 2h05 46 96 10/09/2014 3ª 38 min 46 96 10/09/2014 4ª 2h31 95 96 29/09/2014 5ª 27min 96 96 Fonte:(AUTORIA PRÓPRIA) 4.2.2 Religador 88030
O período para análise dos indicadores do religador compreende entre 21/11/2014 e 21/11/2015.
Tabela 2 - Faltas de energia equipamento 88030
Data Interrupções Duração Consumidores
atingidos
Consumidores do conjunto
13/11/2015 1ª 1h21 92 92
4.3 APURAÇÃO / DIMENSIONAMENTO DOS INDICADORES
Para realizar a apuração dos resultados obtidos com a implantação do religador, fez-se necessário observar suas operações e calcular os indicadores correspondentes.
4.3.1 Dimensionamento DEC
Com os dados obtidos nas tabelas 2 e 3 pode-se realizar os cálculos de dimensionamento DEC através da equação 1.
4.3.1.1 DEC chave fusível
Quadro 1 – Conversão do tempo em horas
1ª interrupção Duração: 3h52 = 3,866 horas
2ª interrupção Duração: 2h05 = 2,083 horas
3ª interrupção Duração: 38min = 0,633 horas
4ª interrupção Duração: 2h31 = 2,516 horas
5ª interrupção Duração: 27min = 0,45 horas
Totalizando = 9,548 horas
Fonte: (AUTORIA PRÓPRIA)
horas
Este valor indica o número de horas em média que os consumidores ficaram sem energia elétrica durante o ano de 2013, ano em que a chave fusível ainda era o equipamento de proteção da rede.
4.3.1.2 DEC Religador
Aqui é apresentado, no Quadro 2, a conversão do tempo em horas para computar o indicar DEC específico para este religador.
