Aplicação da técnica de self healing na reconfiguração automática de redes elétricas utilizando o padrão IEC 61850

Texto

(1)UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA MESTRADO PROFISSIONAL EM ENERGIA ELÉTRICA. JONATHA REVOREDO LEITE DA FONSECA. APLICAÇÃO DA TÉCNICA DE SELF HEALING NA RECONFIGURAÇÃO AUTOMÁTICA DE REDES ELÉTRICAS UTILIZANDO O PADRÃO IEC 61850.. Natal, julho de 2017 i.

(2) i.

(3) JONATHA REVOREDO LEITE DA FONSECA. APLICAÇÃO DA TÉCNICA DE SELF HEALING NA RECONFIGURAÇÃO AUTOMÁTICA DE REDES ELÉTRICAS UTILIZANDO O PADRÃO IEC 61850.. Projeto de pesquisa apresentado ao Programa de Pós-Graduação Mestrado Profissional em Energia Elétrica da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como parte dos requisitos para a obtenção de título de Mestre em Engenharia Elétrica.. Orientador: Prof. Dr. Arrhenius Vinicius da Costa de Oliveira Co-Orientadores: Prof. Dr. Marcos Antônio Dias de Almeida Prof. Dr. José Luiz da Silva Júnior. Natal, julho de 2017. ii.

(4) JONATHA REVOREDO LEITE DA FONSECA. APLICAÇÃO DA TÉCNICA DE SELF HEALING NA RECONFIGURAÇÃO AUTOMÁTICA DE REDES ELÉTRICAS UTILIZANDO O PADRÃO IEC 61850. Esta dissertação de mestrado foi julgado adequado para a obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica e aprovado em sua forma final pelo Orientador e pela Banca Examinadora. Banca Examinadora:. _______________________________________________________________________ Prof. D. Sc. Arrhenius Vinícius da Costa Oliveira, UFRN (Membro interno) Doutor pela UFRN – Natal, Brasil _______________________________________________________________________ Prof. D. Sc. Marcos Antônio Dias de Almeida, UFRN (Membro interno) Doutor pela UFRN – Natal, Brasil _______________________________________________________________________ Prof. D. Ing. Manoel Firmino de Medeiros Junior, UFRN (Membro interno) Doutor pela Technishe Hochshule Darmstadt, Alemanha _______________________________________________________________________ Prof. D. Sc. Renato Machado Monaro, USP (Membro externo) Doutor pela USP - São Carlos, Brasil. iii.

(5) DEDICATÓRIA. Dedico este trabalho com carinho e amor à minha família, em especial aos meus pais João Maria e Enoize, minha irmã Janaíze e minha avó Enoi. Com muito amor para aqueles que sempre estiveram ao meu lado e nunca desistiram de me apoiar.. iv.

(6) AGRADECIMENTOS. Primeiramente a Deus, Aquele no qual merece toda honra e glória. À minha mãe Enoíze, pelo amor e apoio incondicional e suporte na minha formação. Ao meu pai João Maria, pelo amor e apoio incondicional e suporte na minha formação. À minha irmã Janaize, por acreditar nos meus sonhos e estar ao meu lado nesta jornada. À minha avó Enoi, por todo suporte, amor e carinho. À Aretha que nos momentos em que mais precisei esteve disposta a me apoiar. Ao professor Arrhenius por todos os conselhos, ensinamentos passados, paciência, confiança e palavras de incentivo. Ao professor Marcos Dias por todos os ensinamentos e palavras de incentivos. Agradecer à Universidade de São Paulo, campus de São Carlos, nas pessoas dos professores Coury e Monaro. Ao professor Monaro pelo apoio nas pesquisas realizadas na USP-São Carlos. A todos que de forma direta ou indireta participaram e ajudaram no desenvolvimento desse projeto.. v.

(7) RESUMO. Este trabalho tem como objetivo propor uma Smart Grid composta por duas subestações para a implantação da técnica de self healing utilizando o Simulador Digital em Tempo Real (RTDS – Real Time Digital Simulator) e relés de proteção IEDs (Intelligent Electronic Devices) com comunicação através da padrão IEC 61850 entre eles. Nas redes elétricas de distribuição, técnicas de recomposição automática (self healing) podem ser usadas com o intuito de diminuir os tempos com a perda do fornecimento de energia elétrica aos consumidores ocasionado por curto-circuito, diminuindo assim os prejuízos aos consumidores e em decorrência de multas. A metodologia aplicada é baseada na modelagem do circuito proposto no RTDS, que é monitorado em tempo real. São simulados vários tipos de curtos-circuitos em diferentes pontos do sistema e, na ocorrência de cada falta gerada, o programa desenvolvido analisa os dados do sistema pré e pós falta, isolando o trecho do circuito afetado e irá reconfigurar automaticamente a rede de forma a restabelecer o fornecimento de energia para as cargas afetadas. A escolha do arranjo final da rede, após o processo de reconfiguração automática, será baseada em um processo de otimização intitulado Reconfiguração por Soma de Potências – RSP.. A. comunicação entre o RTDS e os IEDs (que fazem a proteção de parte do sistema) utiliza o padrão IEC 61850 com troca de mensagens GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) aplicando os aspectos relevantes desse padrão.. Palavras Chaves: Self Healing. Smart Grid. IEC 61850. Reconfiguração de Rede. RTDS.. vi.

(8) ABSTRACT. This work aims to propose a Smart Grid composed of two substations for the implementation of the self healing technique using Real Time Digital Simulator (RTDS) and IED (Intelligent Electronic Devices) protection relays with communication through standard IEC 61850 between them. In distribution networks, self healing techniques can be used in order to reduce the times with the loss of electricity supply to consumers caused by a short circuit, thus reducing the losses to consumers and due to fines. The methodology applied is based on the proposed circuit modeling in the RTDS, which is monitored in real time. Several types of short circuits are simulated at different points in the system and, in each fault generated, the program developed analyze the pre and post fault system data, isolating the section affected and automatically reconfiguring the circuit to restore the power supply to the affected loads. The choice of the final network arrangement, after the automatic reconfiguration process, is based on an optimization process called Reconfiguration by Power Addition - RPA .Communication between RTDS and IEDs (which protect part of the system) use the IEC 61850 standard with GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) message exchange applying the relevant aspects of this standard. Palavras Chaves: Self Healing. Smart Grid. IEC 61850. Reconfiguração de Rede. RTDS.. vi.

(9) LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 1 - Interações derivadas das Smart Grids. ..................................................................... 12 Figura 2 – Módulos derivados da IEC-61850. ......................................................................... 28 Figura 3 – Níveis e interfaces de uma SAS e entre subestações. ............................................. 30 Figura 4 - Nós lógicos. ............................................................................................................. 34 Figura 5 – Nós lógicos – Lista de atribuições. ......................................................................... 35 Figura 6 – Intervalos entre mensagens GOOSE. ...................................................................... 37 Figura 7 – Modelos padrões do RTDS. .................................................................................... 41 Figura 8 – Placas de comunicação e processamento RTDS. .................................................... 42 Figura 9 – Tela do Módulo Draft do RSCAD. ......................................................................... 44 Figura 10 – Tela do Módulo Runtime do RSCAD. .................................................................. 45 Figura 11 – Representação de testes em malha fechada para dispositivos de proteção. .......... 46 Figura 12 – Esquema de teste de malha fechada convencional. ............................................... 47 Figura 13 – Esquema de teste de malha fechada moderno. ...................................................... 48 Figura 14 – Sistema de distribuição de 14 barras. .................................................................... 55 Figura 15 – Diagrama de uma rede malhada. ........................................................................... 56 Figura 16 – Proposta de solução para a rede malhada. ............................................................. 58 Figura 17 – Estrutura de funcionamento de um algoritmo genético tradicional. ..................... 60 Figura 18 – Rede de distribuição proposta. .............................................................................. 66 Figura 19 – Rede de distribuição proposta com a localização das chaves de manobra. .......... 68 Figura 20– Fluxograma da fase de melhoria local. .................................................................. 74 Figura 21 – Configuração do descendente gerado na recombinação, Fil2................................ 75 Figura 22 – Primeira interação, laço L1, ramo a jusante. ......................................................... 76 Figura 23 – Primeira interação, laço L3, ramo a montante. ..................................................... 77 Figura 24 – Segunda interação, laço L3, ramo a jusante. ......................................................... 77 Figura 25 - Fluxograma do método RSP. ................................................................................. 80 Figura 26 – Configuração de operação. .................................................................................... 82 Figura 27 – Ocorrência de falta no ramo 6. .............................................................................. 82 Figura 28 – Nova configuração proposta pós-falta, alternativa I. ............................................ 83 Figura 29 – Nova configuração proposta pós-falta, alternativa II. ........................................... 84 Figura 30 – Diagrama unifilar simplificado do sistema proposto. ........................................... 88 vii.

(10) Figura 31 – Diagrama trifilar do sistema proposto modelado no Draft.................................... 90 Figura 32 – Diagrama unifilar de supervisão, modelado no Runtime. ..................................... 91 Figura 33 – Circuito de comando e proteção do disjuntor 52T1H. .......................................... 93 Figura 34 – Circuito de comando e proteção do disjuntor 52T1X. .......................................... 94 Figura 35 - Circuito de comando e proteção do disjuntor 52E1.............................................. 95 Figura 36 – Circuito de resumo de disparo de proteção. .......................................................... 96 Figura 37 – Controle e lógica das faltas geradas. ..................................................................... 97 Figura 38 – Controle das faltas geradas.................................................................................... 98 Figura 39 – Controle e supervisão da proteção de um transformador. ..................................... 99 Figura 40 – Esquema de comunicação usando mensagens GOOSE. ..................................... 101 Figura 41 – Implementação do cartão GTNET. ..................................................................... 102 Figura 42 – Tela principal do AcSELerator. .......................................................................... 103 Figura 43 – Tela principal do SCD-Editor. ............................................................................ 103 Figura 44 – Sistema de monitoração do envio recebimento das mensagens GOOSE no RTDS. ................................................................................................................................................ 104 Figura 45 – Implementação do cartão GTNET. ..................................................................... 111 Figura 46 – Esquema de comunicação usando comunicação harwire.................................... 112 Figura 47 – Implementação do cartão GTFPI. ....................................................................... 113 Figura 48 – Implementação da comunicação hardwire com visão frontal do RTDS. ........... 113 Figura 49 – Implementação da comunicação hardwire com visão do relé SEL-421. ............ 114 Figura 50 – Implementação da comunicação hardwire com visão da traseira do relé SEL-421. ................................................................................................................................................ 114 Figura 51 - Sistema de monitoração do envio recebimento dos sinais digitais no RTDS. .... 115 Figura 52 – Rede de distribuição – configuração normal de operação. ................................. 128 Figura 53 – Rede de distribuição – pós-falta. ......................................................................... 129 Figura 54 – Falta na barra 3. ................................................................................................... 135 Figura 55 – Falta na barra 3 – pós-falta, barra 3 fora de operação. ........................................ 135 Figura 56 - Configuração da rede [3 10 9]. ............................................................................ 139 Figura 57 - Configuração da rede [3 10 9], pós-falta no ramo 5, AGCB. .............................. 140 Figura 58 - Configuração exemplo da rede, pós-falta no ramo 5, RSP. ................................. 141 Figura 59 – Relatório de Eventos – Configuração automática da rede para Isolado.............. 143 Figura 60 – Rede de distribuição – falta aplicada ao ramo 1. ................................................ 144 viii.

(11) Figura 61 – Rede de distribuição – falta aplicada ao ramo 2. ................................................ 145 Figura 62 – Relatório de Eventos – comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1. ............................................................................................................................................. 146 Figura 63 – Relatório de Eventos – comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 2. ............................................................................................................................................. 147 Figura 64 – Relatório de Eventos – Comunicação hardwire, falta no ramo 1. ...................... 152 Figura 65 – Relatório de Eventos – Comunicação hardwire, falta no ramo 2. ...................... 153 Figura 66 – Circuito de comando e proteção do disjuntor 52TAH. ....................................... 220 Figura 67 – Circuito de comando e proteção do disjuntor 52TAX. ....................................... 222 Figura 68 – Circuito de comando e proteção do disjuntor 52ITA. ......................................... 223. ix.

(12) LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Simulações feitas com o AGCB aplicando falta no ramo 5. ................................. 119 Tabela 2 – Médias das simulações – Faltas no ramo 5. .......................................................... 122 Tabela 3 – Médias das simulações – falta em todos os ramos. .............................................. 122 Tabela 4 - Simulações feitas com o RPS no SciLab aplicando falta no ramo 1..................... 124 Tabela 5 - Médias das simulações RPS, simulação no Scilab. ............................................... 126 Tabela 6 - Valores das tensões das barras da rede. ................................................................. 130 Tabela 7 - Valores de tensão nas barras da rede, carga a 30%. .............................................. 130 Tabela 8 – Tempos de simulação – falta na barra 3. .............................................................. 131 Tabela 9 - Valores de tensão nas barras da rede (barras 6, 7 e 8 ligadas ao transformador TB). ................................................................................................................................................ 131 Tabela 10 - Valores de tensão nas barras da rede (barras 5, 6, 7 e 8 ligadas aos transformadores TA e TB)...................................................................................................... 132 Tabela 11 – Médias de tempo das simulações – Falta no ramo 1. ......................................... 132 Tabela 12 – Médias das simulações – Curto-circuito em todos os ramos. ............................ 137 Tabela 13 - Médias das simulações – Curto-circuito em todos os ramos.............................. 138 Tabela 14 – Médias de tempo das simulações – falta no ramo 1 - comunicação via mensagens GOOSE. .................................................................................................................................. 148 Tabela 15 – Médias de tempo das simulações – falta no ramo 2 – comunicação via mensagens GOOSE. .................................................................................................................................. 148 Tabela 16 – Médias de tempo das simulações – falto no ramo 1 – comunicação hardwire. .. 154 Tabela 17 – Médias de tempo das simulações – falta no ramo 2 – Comunicação hardwire. . 154 Tabela 18 – Médias de tempo das simulações – comunicação via mensagens GOOSE e hardwire. ................................................................................................................................. 157 Tabela A- 1 – Simulações feitas com o AGCH aplicando a falta no ramo 1. ........................ 169 Tabela A- 2 – Simulações feitas com o AGCH aplicando a falta no ramo 2. ........................ 170 Tabela A- 3 – Simulações feitas com o AGCH aplicando a falta no ramo 3. ........................ 172 Tabela A- 4 – Simulações feitas com o AGCH aplicando a falta no ramo 4. ........................ 174 Tabela A- 5 – Simulações feitas com o AGCH aplicando a falta no ramo 6. ........................ 175 Tabela A- 6 – Simulações feitas com o AGCH aplicando a falta no ramo 7. ........................ 177 x.

(13) Tabela A- 7 – Simulações feitas com o AGCH aplicando a falta no ramo 8. ........................ 178 Tabela A- 8 – Simulações feitas com o AGCH aplicando a falta no ramo 9. ........................ 180 Tabela A- 9 – Simulações feitas com o AGCH aplicando a falta no ramo 10. ...................... 181 Tabela A- 10 – Simulações Soma de Potência aplicando a falta no ramo feitas com o método 2. ............................................................................................................................................. 183 Tabela A- 11 – Simulações feitas com o método Soma de Potência aplicando a falta no ramo 3. ............................................................................................................................................. 185 Tabela A- 12 – Simulações feitas com o método Soma de Potência aplicando a falta no ramo 4. ............................................................................................................................................. 186 Tabela A- 13 – Simulações feitas com o método Soma de Potência aplicando a falta no ramo 5. ............................................................................................................................................. 188 Tabela A- 14 – Simulações feitas com o método Soma de Potência aplicando a falta no ramo 6. ............................................................................................................................................. 190 Tabela B- 1 – Simulações feitas com o método Soma de Potência aplicando a falta no ramo 6. ................................................................................................................................................ 200 Tabela B- 2 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1 – Simulação 2. ............................................................................................................ 200 Tabela B- 3 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1 – Simulação 3. ............................................................................................................ 201 Tabela B- 4 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1 – Simulação 4. ............................................................................................................ 201 Tabela B- 5 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1 – Simulação 5. ............................................................................................................ 201 Tabela B- 6 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1 – Simulação 6. ............................................................................................................ 202 Tabela B- 7 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1 – Simulação 7. ............................................................................................................ 202 Tabela B- 8 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1 – Simulação 8. ............................................................................................................ 203 Tabela B- 9 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1 – Simulação 9. ............................................................................................................ 203 xi.

(14) Tabela B- 10 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 1 – Simulação 10. .......................................................................................................... 204 Tabela B- 11 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 2 – Simulação 1. ............................................................................................................ 204 Tabela B- 12 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 2 – Simulação 2. ............................................................................................................ 205 Tabela B- 13 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 2 – Simulação 3. ............................................................................................................ 205 Tabela B- 14 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 2 – Simulação 4. ............................................................................................................ 205 Tabela B- 15 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 2 – Simulação 5. ............................................................................................................ 206 Tabela B- 16 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 2 – Simulação 6. ............................................................................................................ 206 Tabela B- 17 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 2 – Simulação 7. ............................................................................................................ 206 Tabela B- 18 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta no ramo 2 – Simulação 8. ............................................................................................................ 207 Tabela B- 19 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta o no ramo 2 – Simulação 9. ............................................................................................................ 207 Tabela B- 20 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada no padrão IEC 6850 - falta o no ramo 2 – Simulação 10. .......................................................................................................... 208 Tabela B- 21 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 1. ........................................................................................................................... 209 Tabela B- 22 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 2. ........................................................................................................................... 209 Tabela B- 23 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 3. ........................................................................................................................... 210 Tabela B- 24 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 4. ........................................................................................................................... 210 Tabela B- 25 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 5. ........................................................................................................................... 211 xii.

(15) Tabela B- 26 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 6. ........................................................................................................................... 212 Tabela B- 27 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 7. ........................................................................................................................... 212 Tabela B- 28 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 8. ........................................................................................................................... 213 Tabela B- 29 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 9. ........................................................................................................................... 213 Tabela B- 30 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 1 – Simulação 10. ......................................................................................................................... 214 Tabela B- 31 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 2 – Simulação 1. ........................................................................................................................... 215 Tabela B- 32 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 2 – Simulação 2. ........................................................................................................................... 215 Tabela B- 33 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 2 – Simulação 3. ........................................................................................................................... 216 Tabela B- 34 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 2 – Simulação 4. ........................................................................................................................... 216 Tabela B- 35 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 2 – Simulação 5. ........................................................................................................................... 217 Tabela B- 36 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 2 – Simulação 6. ........................................................................................................................... 217 Tabela B- 37 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 2 – Simulação 7. ........................................................................................................................... 218 Tabela B- 38 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 2 – Simulação 8. ........................................................................................................................... 218 Tabela B- 39 - Relatório de Eventos – Comunicação baseada hardwire - falta no ramo 2 – Simulação 9. ........................................................................................................................... 219. xiii.

(16) LISTA DE QUADROS Quadro 1. - Comparação entre redes convencionais e inteligentes............................. 11. Quadro 2. - Descrição dos principais agentes do sistema elétrico............................... 13. Quadro 3. -. Quadro 4. - Tipos de interfaces lógicas da estrutura SAS........................................... 33. Quadro 5. - Grupos de nó lógicos............................................................................... Quadro 6. - Dados da linha......................................................................................... 91. Quadro 7. - Dados dos transformadores 138/69 kV................................................... 92. Quadro 8. - Dados dos transformadores 69/4,16 kV.................................................. 92. Quadro 9. - Dados de contribuição da entrada do sistema.......................................... 92. Quadro 10. - Mapa de pontos publicáveis, RTDS......................................................... 111. Quadro 11. - Mapa de pontos recebidos, RTDS............................................................ 104. Quadro 12. - Mapa de pontos publicáveis, SEL-421..................................................... 115. Quadro 13. - Mapa de pontos recebidos, SEL-421........................................................ 116. Quadro 14. - Mapa de pontos de sinais digitais, RTDS................................................ 155. Quadro 15. - Mapa de pontos sinais digitais, SEL-421................................................. 156. Quadro comparativo dos principais motivadores para a implantação de Smart Grid em alguns países.................................................................... 16 38. xiv.

(17) LISTA DE ABREVIATURAS. ACSI - Abstract communication service interface AG – Algoritmo genético AGCB – Algoritimo genético de Chu-Beasley CID - Configured IED Description DEC – Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora DSPS - Digital Signal Processors FEC – Frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora GOOSE - Generic Object Oriented Substation Event GPS - Global Position System GSE - Generic Substation Events GSSE - Generic Substation Status Event GTAO – Gigabit Transceiver Analogue Output GTAI - Gigabit Transceiver Analogue Input GTDI – Gigabit Transceiver Digital Input GTDO - Gigabit Transceiver Digital Output GTIO - Gigabit Transceiver Input/Output GTNET - Network Interface Card GTWIF - Giga Transceiver Workstation InterFace ICD - IED Capability Description IEC - International Electrotechnical Commission IED - Intelligent Electronic Devices IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineers IHM – Interface homem máquina LC - Logical Conections LN - Logical Node LSEE - Laboratório de Sistemas de Energia Elétrica MMS - Manufacturing Message Specification NA – Normalmente aberto NF – Normalmente fechado xv.

(18) PC - Physical Conections PD - Physical Devices RSP – Reconfiguração por soma de potência RTDS - Real Time Digital Simulator SAS - Substation Automation System SCSM - Specific communication service mapping SMV - Sampled Measured Values SG - Smart Grid TC – Transformador de Corrente TP –Transformador de potencial USP - Universidade de São Paulo. xvi.

(19) SUMÁRIO. RESUMO .................................................................................................................................. vi ABSTRACT .............................................................................................................................. vi LISTA DE ILUSTRAÇÕES .................................................................................................... vii LISTA DE TABELAS ............................................................................................................... x LISTA DE QUADROS ........................................................................................................... xiv LISTA DE ABREVEATURAS ............................................................................................... xv 1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................... 2 1.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS ................................................................................ 2. 1.2. OBJETIVO PRINCIPAL DO TRABALHO ........................................................... 6. 1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................... 6. 1.4. ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO ....................................................................... 7. 2 SMART GRID ..................................................................................................................... 10 2.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS .............................................................................. 10. 2.2. EVOLUÇÃO E CONCEITOS DE SMART GRID ................................................. 10. 2.3. AGENTES DE UMA REDE.................................................................................. 13. 2.4. INTERFACES ........................................................................................................ 15. 2.5. MOTIVAÇÃO DE IMPLEMENTAÇÃO ............................................................. 16. 2.6. RESUMO DO CAPÍTULO .................................................................................... 17. 3 SELF HEALING ................................................................................................................. 19 3.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS .............................................................................. 19. 3.2. CONCEITO............................................................................................................ 19. 3.3. ESTADOS DE OPERAÇÃO DE UMA REDE ELÉTRICA................................. 20. 3.4. MODELOS DE REDE PARA SELF HEALING ................................................... 22. 3.5. CARACTERISTICAS DAS REDES DOTADAS DA TÉCNICA DE SELF. HEALING .......................................................................................................................... 23 xvii.

(20) 3.6. RESUMO DO CAPÍTULO .................................................................................... 24. 4 PADRÃO IEC 61850........................................................................................................... 26 4.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS .............................................................................. 26. 4.2. OBJETIVOS E ESTRUTURA DO PADRÃO IEC 61850 .................................... 26. 4.3. ALOCAÇÃO DE FUNÇÕES ................................................................................ 29. 4.4. ALOCAÇÃO DE FUNÇÕES ................................................................................ 32. 4.5. NÓS LÓGICOS...................................................................................................... 33. 4.6. INTERFACE DE COMUNICAÇÃO .................................................................... 36. 4.7. RESUMO DO CAPÍTULO .................................................................................... 38. 5 REAL TIME DIGITAL SIMULATOR – RTDS ................................................................ 40 5.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS .............................................................................. 40. 5.2. REAL TIME DIGITAL SIMULATOR (RTDS) ................................................... 40. 5.3. HARDWARE ......................................................................................................... 41. 5.4. SOFTWARE .......................................................................................................... 44. 5.5. TESTE DE MALHA FECHADA .......................................................................... 45. 5.5.1. ESQUEMA CONVENCIONAL PARA TESTE DE MALHA FECHADA............. 47. 5.5.2. ESQUEMA MODERNO PARA TESTE DE MALHA FECHADA ........................ 48. 5.6. RESUMO DO CAPÍTULO .................................................................................... 49. 6 TÉCNICAS DE OTIMIZAÇÃO ......................................................................................... 51 6.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS .............................................................................. 51. 6.2. RECONFIGURAÇÃO AUTOMÁTICA DE SISTEMAS DE ELÉTRICOS – O. PROBLEMA ..................................................................................................................... 51 6.3. TÉCNICAS DE OTIMIZAÇÃO USADAS NA RECONFIGURAÇÃO DE. SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO .................................................................................... 52 6.4. RESTRIÇÕES E ESPAÇO DE BUSCA ............................................................... 53. 6.4.1. RESTRIÇÕES – CONFIGURAÇÃO RADIAL ....................................................... 54. 6.4.2. ESPAÇO DE BUSCA REDUZIDO.......................................................................... 55. 6.5. ALGORITMO GENÉTICO ................................................................................... 59 xviii.

(21) 6.5.1. ALGORITMO GENÉTICO - CARACTERÍTICAS................................................. 59. 6.5.2. ALGORITIMO GENÉTICO DE CHU-BEASLEY (AGCB) ................................... 62. 6.5.2.1. Algoritmo Genético de Chu-Beasley Especializado.......................................... 63. 6.5.2.2 Algoritmo Genético de Chu-Beasley Especializado aplicado ao problema de reconfiguração automática de redes elétricas ................................................................... 65. 6.6. REDE DE DISTRIBUIÇÃO PROPOSTA E SUA CODIFICAÇÃO.................... 66. 6.6.5. POPULAÇÃO INICIAL ........................................................................................... 67. 6.6.6. ATRIBUIÇÃO DAS APTIDÕES ............................................................................. 67. 6.6.7. SELEÇÃO ................................................................................................................. 70. 6.6.8. CROSSOVER ........................................................................................................... 71. 6.6.9. MELHORIA LOCAL ............................................................................................... 72. 6.6.10. ANÁLISE DO DESCENDENTE GERADO/MELHORADO ................................. 78. 6.7. RECONFIGURAÇÃO POR SOMA DE POTÊNCIA........................................... 79. 6.8. RESUMO DO CAPÍTULO .................................................................................... 84. 7 MODELAGEM E IMPLEMENTAÇÃO NO RTDS .......................................................... 86 7.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS .............................................................................. 86. 7.2. MODELAGEM DO SISTEMA ............................................................................. 86. 7.2.1. SISTEMA DE POTÊNCIA PROPOSTO ................................................................. 86. 7.2.2. SISTEMA DE PROTEÇÃO E CONTROLE DOS DISJUNTORES ....................... 92. 7.2.3. RESUMO DOS DISPAROS DE PROTEÇÃO......................................................... 96. 7.2.4. SIMULAÇÃO E CONTROLE DE FALTAS ........................................................... 97. 7.2.5. SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE ........................................................ 98. 7.2.6. AUTOMAÇÃO DO SISTEMA ATRAVÉ DE SCRIPT .......................................... 99. 7.2.7. INTERFACE DE COMUNICAÇÃO RTDS-IED .................................................. 100. 7.3. 7.2.7.1. Interface via mensagem GOOSE – IEC 61850 ............................................... 100. 7.2.7.2. Interface via hardwire ....................................................................................... 111. RESUMO DO CAPÍTULO .................................................................................. 115. 8 RESULTADOS ................................................................................................................. 117 8.1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS ............................................................................ 117. 8.2. TÉCNICAS DE OTIMIZAÇÃO APLICADAS À REDE PROPOSTA ............. 117. 8.2.1 ALGORITIMO GENÉTICO DE CHU-BEASLEY MODIFICADO, APLICADO À REDE PROPOSTA ................................................................................................................. 117. xix.

(22) 8.2.2 MÉTODOS DA RECONFIGURAÇÃO POR SOMA DE POTÊNCIA, APLICADA À REDE PROPOSTA ............................................................................................................. 123 8.2.3 ANÁLISE COMPARATIVA DOS DADOS COLETADOS ENTRE AS DUAS TÉCNICAS DE OTIMIZAÇÃO APLICADAS À REDE PROPOSTA ................................. 137. 8.3. ESQUEMA DE COMUNICAÇÃO ..................................................................... 141. 8.3.4. ESQUEMA DE COMUNICAÇÃO BASEADO NO PADRÃO IEC 61850 .......... 141. 8.3.5. ESQUEMA DE COMUNICAÇÃO HARDWIRE.................................................. 151. 8.3.6 ANÁLISE COMPARATIVA DOS DADOS COLETADOS ENTRE AS REDES DE COMUNICAÇÃO APLICADAS À REDE PROPOSTA....................................................... 156. 9 CONCLUSÕES ................................................................................................................. 160 9.1. SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ............................................... 161. REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 164 APÊNDICE ............................................................................................................................ 169 APÊNDICE A – TABELAS DE SIMULAÇÕES DOS MÉTODOS DE OTIMIZAÇÃO................................................................................................................ 169 APÊNDICE B – TABELAS DE SIMULAÇÕES ESQUEMAS DE COMUNICAÇÃO........................................................................................................... 200 APÊNDICE C – MODELEGEM RTDS - SISTEMA DE PROTEÇÃO E CONTROLE DOS DISJUNTORES ..................................................................................................... 220. xx.

(23) Capítulo 1. Introdução.

(24) 1 INTRODUÇÃO. 1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS. O setor elétrico brasileiro nos últimos anos tem modificado suas regulações, objetivando garantir uma melhor qualidade, confiabilidade e continuidade no fornecimento de energia elétrica. Essas modificações têm levado as empresas de fornecimento de energia elétrica a buscar em novas soluções e técnicas que garantam melhorias no fornecimento de energia elétrica. Nos sistemas de distribuição, a continuidade do fornecimento de energia elétrica é aferida pelos índices de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC). A interrupção do fornecimento de energia elétrica pode ocorrer devido a defeitos1, faltas2 e falhas3. Com isso, a preocupação com a continuidade do fornecimento de energia elétrica, com o mínimo de interrupções possíveis aos consumidores, é um dos principais pontos de atenção e esforços das empresas de distribuição de energia elétrica. Essa preocupação é mandatória para os sistemas industriais, tendo como justificativa que a cada perda de fornecimento de energia, independente da fonte (concessionária ou geração própria), é atrelada a perda de produção e, por consequência, prejuízos às empresas. A utilização de sistemas em anel com o emprego de chaves, disjuntores e religadores permite aos sistemas de distribuição um número maior de diferentes configurações da rede, trazendo flexibilidade às manobras operacionais ou de contingência, com a menor perda no fornecimento de energia elétrica possível. O mesmo raciocínio tem sido utilizado nas aplicações dos sistemas industriais, com o objetivo de minimizar as perdas de produção ocasionadas pelo corte no fornecimento de energia na rede própria em decorrência da atuação das proteções. A criação de topologias que permitam a ligação das cargas industriais através de diferentes fontes ou alimentadores é empregada para que haja uma maior confiabilidade do sistema. 1. Defeito – Qualquer anomalia detectada em uma instalação/equipamento que não o impossibilite de permanecer em funcionamento ou disponível para operação, mas, que afete o grau de confiabilidade e / ou desempenho da instalação/equipamento. 2 Falta – É uma ocorrência acidental e súbita ou defeito que pode resultar em falha do próprio equipamento ou outros elementos associados. 3 Falha – Término da aptidão de um elemento do sistema elétrico de desempenhar sua função.. 2.

(25) Atrelado ao aumento da confiabilidade, o uso da automação do sistema elétrico é uma ferramenta essencial. O avanço da tecnologia dos relés de proteção vem proporcionando a utilização e criação de novos esquemas de proteção, antes não possíveis com o uso dos relés eletromecânicos, tornando o sistema ainda mais confiável. Os dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs – Intelligent Electronic Devices) são capazes de fazer a supervisão, a proteção e o controle dos equipamentos que compõem o sistema de forma remota, otimizando a operação do sistema. O órgão IEC (International Electrotechnical Commission) define IED como qualquer dispositivo que possua um ou mais processadores com a capacidade de enviar e receber comandos e dados de ou para uma fonte externa, por exemplo:. dispositivos. multifunção de medição, relés digitais e controladores. É importante salientar que grande parte dos relés digitais atuais são IEDs. De acordo com Kirkman (2008), nas duas últimas décadas, devido a não interoperabilidade da comunicação e modelagem de dados, a integração do sistema de automação em uma subestação sempre foi complexa e arriscada. Assim, o usuário era frequentemente limitado a um único fabricante e o uso de conversores de protocolos sempre foi considerado essencial. Porém, a rápida disseminação da informação e comunicação, associada a demanda dos usuários por investimentos seguros e confiáveis, trouxe a necessidade de padrões, interoperabilidade, confiabilidade e melhor desempenho. Para o correto funcionamento dos IEDs, é necessária a troca de informações entre eles e demais dispositivos que compõem o sistema de supervisão e controle. No passado, as informações eram feitas pela transmissão de sinais analógicos e binários via ligações hardwire4. Já nas instalações modernas atuais, são usadas redes de dados e de telecomunicação. Para padronizar a troca de informações e garantir a interoperabilidade entre os dispositivos IEDs e os elementos que compõem o sistema de automação, independente do fabricante dos equipamentos, foi desenvolvido o padrão IEC 61850 (Communication Network and Systems For Power Utility Automation). O padrão é baseado na comunicação ponto-aponto de alta velocidade, onde são feitas trocas de mensagens GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) entre os equipamentos do sistema. As mensagens GOOSE são de alta prioridade e são usadas para substituir os sinais binários que anteriormente eram usados para a troca de informações entre IEDs e possuíam as suas ligações feitas via hardwire. Para a. 4. Ligações hardwire – São ligações feitas entre equipamentos utilizando cabos elétricos.. 3.

(26) troca de informações e comandos com os sistemas supervisórios são utilizadas mensagens MMS (Manufacturing Message Specification). Dentro da rede de comunicação, as mensagens GOOSE sempre terão prioridade, independente de qual tipo de informação ou comando exista entre os dispositivos e o sistema supervisório através de mensagens MMS. Com a modernização do sistema elétrico surgiu o conceito de Smart Grid (Redes Inteligentes) que possui algumas divergências dependendo de quem a define. Algumas definições trazem o conceito focado na automação da rede elétrica, outras nas melhorias dos canais de comunicação e serviço com os consumidores e outros trazem como definição o conceito de integralização do sistema de geração, transmissão, distribuição e consumidores. As diferentes definições podem ser feitas motivadas de acordo com o foco e necessidade, seja redução de custos operacionais, redução de perdas, diminuição e controle de poluentes, entre outros. O Departamento de Energia Americano (United States Departament of Energy) definiu o conceito de Smart Grid como uma visão que deve ser construída de acordo com as necessidades do mercado onde será implantada e levando em conta múltiplas perspectivas, tais como: tecnológica, ambiental, socioeconômica e político-regulatória. Assim, a Smart Grid permite a automação integrada e segura das redes, sistemas de medição, geração, seja ela distribuída ou centralizada. Umas das funcionalidades que o conceito Smart Grid absorveu foi o self healing. Essa funcionalidade é definida por: “Define-se um sistema self healing (auto regenerável ou auto recuperável) como aquele capaz de detectar, analisar, responder e restaurar falhas na rede de energia elétrica de forma automática (e em alguns casos de forma instantânea).” (FALCÃO, 2010). A reconfiguração de sistemas de energia elétrica consiste na abertura e fechamento de chaves, alterando a topologia da rede (CASTRO JR, WATANABE, 1990). Para que uma rede seja dotada com a técnica de self healing, ela deve ser capaz de realizar a reconfiguração de forma autônoma e automatizada. A reconfiguração de rede pode ser usada para alívio de carga em alimentadores carregados, realizando a transferência de carga para alimentadores menos carregados ou realizando o descarte de cargas. Uma segunda aplicação da reconfiguração de rede é quando 4.

(27) ocorre contingências provocadas por curto-circuito5 no sistema e estudos devem ser feitos para determinar quais chaves devem ser manobradas para isolar o trecho afetado pela falta6. Uma terceira aplicação é para a diminuição das perdas dos sistemas7, no qual a rede deve adotar uma configuração ótima, de forma a garantir a menor perda possível no sistema. Outra aplicação é no uso do planejamento de sistemas de distribuição, no qual é necessário definir a topologia que a rede irá operar em um horizonte previamente definido. Dessa forma, a utilização da funcionalidade de self healing no sistema elétrico é capaz de reduzir drasticamente os tempos de interrupção no fornecimento de energia elétrica, proporcionando a recomposição do sistema através da reconfiguração automática. Diversas formas de implementação da técnica de self healing são desenvolvidas, desde lógicas nos próprios IEDs, até a utilização de inteligência artificial, algoritmos genéticos e lógicas Fuzzy. O problema de reconfiguração, geralmente, é um problema combinatório, não-linear, multi-objetivo e sujeito às restrições operacionais e de cargas. O tamanho do problema está intimamente relacionado ao número de chaves envolvidas na busca de uma configuração ótima. Dado um sistema com N chaves, existirão 2N possíveis configurações, correspondendo às posições aberta e fechada de todas as chaves do sistema. Algumas dessas configurações não são permitidas, ou porque levam a um sistema desconectado com várias ilhas ou a sistemas não radiais. Outras ainda não são factíveis, por violarem as restrições operacionais (DELBEM, 2002). Uma Smart Grid dotada da técnica de self healing deve ser composta por: dispositivos capazes de serem manobrados remotamente, IEDs, protocolos de comunicação comuns aos equipamentos do sistema de automação (IEC 61850), sistema SCADA8 e uso de alguma técnica para a reconfiguração automática da rede (lógicas programáveis, algoritmos, etc).. 5. Curto-circuito é a falha mais comum em qualquer sistema de potência. O curto-circuito dá origem a correntes elevadas circulando em todos os elementos energizados, tendo como resultado severos distúrbios de tensão ao longo de todo o sistema elétrico, ocasionando, muitas vezes, danos irreparáveis ao sistema e às instalações das unidades consumidoras. 6 Falta neste contexto possui a mesma definição de curto-circuito. 7 Perdas no sistema são perdas inerentes ao transporte da energia elétrica na rede, relacionadas à transformação de energia elétrica em energia térmica nos condutores (efeito joule), perdas nos núcleos dos transformadores, perdas dielétricas, etc. Podem ser entendidas como o consumo dos equipamentos responsáveis pela distribuição de energia. 8 Sistemas SCADA são os sistemas de supervisão de processos industriais que coletam dados do processo através de unidades remotas industriais, principalmente Controladores Lógico Programáveis – CLP’s, formatando-os e apresentando-os ao operador em uma multiplicidade de formas. O objetivo principal dos sistemas SCADA é propiciar uma interface de alto nível do operador com o processo, informando-o "em tempo real" todos os eventos de importância da planta.. 5.

(28) Para teste de redes dotadas de comunicação conforme padrão IEC 61850, Kuffel e Forsyth (2010) abordam as vantagens de se usar um Simulador Digital em Tempo Real (RTDS – Real Time Digital Simulator) para a realização de testes de simulação da rede e seus dispositivos. O RTDS permite a modelagem do sistema a ser estudado com todas as características reais dos equipamentos e componentes da rede, de forma a possibilitar o estudo do comportamento da rede para os mais diversos cenários. Além disso, o RTDS também possibilita a troca de mensagens conforme padrão IEC 61850 com outros equipamentos (IEDs), realizando assim também os testes de comunicação de rede.. 1.2 OBJETIVO PRINCIPAL DO TRABALHO. O objetivo principal do presente trabalho consiste em desenvolver um programa computacional dentro do ambiente de simulação do RTDS e, a partir da utilização de algoritmo de otimização, aplicar a técnica de self healing em uma rede industrial, cuja comunicação entre os equipamentos de proteção será realizada por meio do padrão IEC 61850.. 1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. . Propor uma topologia de sistema elétrico industrial capaz de ser aplicado o conceito de self healing;. . Modelar o sistema elétrico proposto no RTDS, realizando simulações, tais como: manobras operacionais do sistema, curtos-circuitos, fluxos de potência;. . Coletar as informações do sistema modelado no RTDS para aplicação como dados de entrada para o programa a ser gerado;. . Desenvolver um programa na linguagem C que irá monitorar o sistema modelado e realizar as manobras operacionais de forma autônoma em casos de contingências; 6.

(29) . Configurar relés para realizar a proteção, controle e comunicação do sistema modelado. A comunicação entre os relés e o RTDS será através da padrão IEC 61850. O software desenvolvido será utilizado no sistema, realizando assim a aplicação da técnica de self healing.. 1.4 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO. Esta dissertação está dividida em 9 capítulos, referências e apêndice, a saber: . No Capítulo 1, apresentam-se conceitos gerais sobre Smart Grid e objetivos do trabalho;. . No Capítulo 2 são apresentadas as principais características de uma Smart Grid e suas principais definições;. . No Capítulo 3 é apresentada a definição da técnica de self healing aplicada à Smart Grid. Em seguida, são definidos os estados de operação de uma rede elétrica de distribuição, modelos de redes aplicadas ao conceito de self healing. Por fim, são apresentadas as principais características de uma rede dotada da técnica self healing;. . No Capítulo 4 são apresentadas as principais características do padrão IEC 61850, o qual é utilizado para as redes de comunicação em sistemas elétricos modernos;. . No Capítulo 5 é apresentado o Real Time Digital Simulator (RTDS), equipamento utilizado para a realização de simulações em tempo real de sistemas elétricos. São descritos os hardwares e software usados pelo RTDS para a modelagem e simulação dos circuitos simulados;. . No Capítulo 6 é apresentado um breve levantamento das técnicas de otimização utilizadas para a aplicação da técnica de self healing em redes elétricas. Em seguida, é definido o espaço de busca, utilizado neste projeto, para definir a configuração da rede de forma automática. Também apresenta-se as principais características dos algoritmos genéticos e, na sequência, são definidos os 7.

(30) principais pontos do algoritmo genético de Chu-Beasley. Por fim, é apresentada a técnica desenvolvida para aplicação no RTDS, Reconfiguração por Soma de Potências; . No Capítulo 7 é apresentado a modelagem do circuito proposto e implementado no RTDS. Os principais sistemas de controle e proteção da rede são definidos, além do sistema de controle das simulações dos curtos-circuitos. Também são apresentados os esquemas de comunicação do RTDS, com IEDs utilizados, o padrão IEC 61850 e sistema convencional hardwire;. . No Capítulo 8 são apresentados os resultados obtidos com as técnicas de otimização utilizadas e os diferentes tipos de comunicação. Inicialmente, são apresentados os resultados obtidos com a utilização do algoritmo genético de Chu-Beasley na otimização da rede modelada. Em seguida, são apresentados os resultados obtidos com a utilização da técnica da Soma de Potências aplicados ao circuito proposto e simulado no RTDS. Nos testes realizados para a comunicação do RTDS e IEDs, primeiramente foram apresentados os testes feitos utilizando comunicação baseada no padrão IEC-61850 e na sequencias apresentados os dados dos testes provenientes da comunicação hardwire. Apresenta-se, também, uma comparação entre o desempenho das duas técnicas de otimização utilizadas, de igual forma para as duas redes de comunicação utilizadas;. . No Capítulo 9 são apresentadas as conclusões extraídas do trabalho, bem como sugestões para trabalhos futuros.. 8.

(31) Capítulo 2. Smart Grid. 9.

(32) 2 SMART GRID. 2.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS. Este capítulo apresenta conceitos e definições das Smart Grids (Redes Inteligentes), apresentando suas principais funcionalidades.. 2.2 EVOLUÇÃO E CONCEITOS DE SMART GRID. Uma significativa parte dos sistemas elétricos de distribuição ao redor do mundo foi concebida em um período em que a geração, transmissão e distribuição da eletricidade possuíam um relativo baixo custo. Apenas pequenas melhorias eram necessárias para manter os sistemas com um funcionamento satisfatório de forma a atender aos consumidores. Entretanto, o avanço tecnológico e o acesso da população a dispositivos elétricos e eletrônicos vêm exigindo uma maior demanda por eletricidade, gerando assim a necessidade da modernização e ampliação dos sistemas elétricos, tanto em capacidade quanto em abrangências territoriais (HOUSSAIN et al, 2013). Atrelada à necessidade de redução dos custos desses investimentos de expansão, há esforços para tornar essas redes mais eficientes, confiáveis e dotadas de sistemas de comunicação. Associada a essa evolução do sistema, novas fontes de energia limpa (principalmente eólica e solar) têm sido interligadas às redes de distribuição. A junção de todos esses fatores gerou o conceito do que se conhece hoje como Smart Grid (SG) (HOUSSAIN et al, 2013). O conceito de Smart Grid é a combinação de vários fatores, tais como: tecnológicos, soluções customizadas, econômicas, ambientais e regulatórias. As Smart Grids não possuem uma definição única, podendo variar conforme o foco e necessidade de quem a define. O órgão The European Technology Platform define que uma Smart Grid é uma rede elétrica inteligentemente capaz de integrar ações com todos os seus usuários conectados – fontes 10.

(33) geradoras, consumidores e aqueles capazes de gerar e consumir – de forma a fornecer energia de forma sustentável, econômica e segura. Já o órgão United States Departamento of Energy define que uma Smart Grid utiliza tecnologia digital para melhorar a confiabilidade, segurança e eficiência dos sistemas elétricos, desde grandes fontes geradoras até os sistemas de distribuição aos consumidores e pequenas fontes de geração e consumo. Independente das fontes que definem o conceito de Smart Grid, percebe-se que a utilização de tecnologias para o aumento da confiabilidade do sistema e comunicação com os consumidores é um ponto de interseção entre estas fontes. Os problemas relativos à implantação de tecnologias de Smart Grid iniciam-se pela própria definição do que é uma rede elétrica inteligente e do que seria a inteligência desta rede. Dessa forma, faz-se necessário apresentar uma definição mais clara desse conceito. As principais diferenças das Smart Grids, comparativamente às redes convencionais, são apresentadas no Quadro 1. Quadro 1 – Comparação entre redes convencionais e inteligentes Rede convencional. Rede inteligente. Proteção. Eletromecânica. Digital. Comunicação. Comunicação unidirecional. Comunicação bidirecional. Geração. Geração centralizada. Geração distribuída. Interação do sistema. Hierárquica. Interligada. Instrumentação. Poucos sensores. Sensores ao longo de toda rede. Rede. Cega. Auto gerida. Reconfiguração. Reestabelecimento manual. Reestabelecimento automático. Operação e faltas. Falhas e blackouts. Adaptativa e isolante. Testes da rede. Testes e verificações manuais. Testes e verificações remotas. Controle. Controle limitado. Controle generalizado. Consumidor passivo sem. Consumidor ativo com muitas. opções. opções. Consumidor. FONTE: Adaptado de Farhangi, 2010. Para que seja possível a implementação de uma Smart Grid que atenda a todos os requisitos mínimos, diversas topologias e possibilidades de diferentes tecnologias embarcadas 11.

(34) podem ser adotadas como soluções possíveis. A utilização dos conceitos de Smart Grid na infraestrutura do sistema elétrico proporcionará um aumento da confiabilidade do sistema, diminuição do preço da eletricidade, permitirá o acesso dos consumidores a dados importantes de forma on-line (como consumo próprio, estimativa de consumo e outros parâmetros), possibilitará que os consumidores possam escolher qual a fonte de suprimento (concessionária), fornecerá a integração de diferentes fontes de geração de energia (tradicionais e renováveis). A Figura 1 ilustra os diferentes tipos de interações que as Smart Grids propõe. Figura 1 - Interações derivadas das Smart Grids.. Fonte: International Electrotechnical Commissio,New Zealand.. É possível verificar, através da Figura 1, que uma rede de telecomunicações interliga todos os agentes do sistema elétrico. É através dessa estrutura que várias das funcionalidades de uma Smart Grid podem ser implementadas. O Quadro 2 mostra os principais agentes que constituem toda a estrutura de uma SG. 12.

(35) Quadro 2 – Descrição dos principais agentes do sistema elétrico. Agentes Geração Transmissão Distribuição Consumo Mercado Operação Serviços. Descrição Relacionado às unidades geradoras de grandes parcelas de eletricidade Relacionado aos recursos de transporte de eletricidade em longas distâncias Relacionado aos distribuidores de eletricidade aos consumidores Relacionado aos usuários finais Relacionado aos operadores e participantes do mercado de energia Relacionado aos gerenciadores de fluxo de eletricidade Relacionado aos fornecedores de utilidades e serviços aos consumidores finais FONTE: Adaptado de Farhangi, 2010. 2.3 AGENTES DE UMA REDE. De acordo com o órgão National Institute of Standards and Technology – NIST, os agentes existentes nas Smart Grids são idênticos aos das redes elétricas convencionais. Os agentes de geração, transmissão e distribuição, atualmente, já possuem algum nível de automação e adoção de tecnologias inteligentes instaladas. Com a possibilidade da adoção de um fluxo bidirecional de informações sobre toda a rede, novos serviços e modelos de mercado podem surgir. Os agentes que mais teriam suas características alteradas seriam os seguintes (NIST, 2013): . Mercado: os agentes de mercado serão, possivelmente, aqueles mais afetados pelo uso das Smart Grids, pois possuem interface com todos os outros agentes. O mercado deixaria de ser um ambiente centralizado e passaria a ser um 13.