Análise sistêmica dos benefícios da automação da rede de distribuição de energia elétrica

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UNIVERSIDADE DO SUL DE SANTA CATARINA ZENILDO FELICIANO DA SILVA

ANÁLISE SISTÊMICA DOS BENEFÍCIOS DA AUTOMAÇÃO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA:

ESTUDO DE CASO REALIZADO NA EMPRESA CELESC DISTRIBUIÇÃO S.A

PALHOÇA 2013

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ZENILDO FELICIANO DA SILVA

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica Telemática da Universidade do Sul de Santa Catarina, como requisito parcial à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Prof. Emerson Barbosa da Silva

PALHOÇA 2013

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ZENILDO FELICIANO DA SILVA

Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgado adequado à obtenção do título de Engenheiro Eletricista e aprovado em sua forma final pelo Curso de Graduação em Engenharia Elétrica Telemática da Universidade do Sul de Santa Catarina.

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“Dedico este trabalho aos meus familiares que sempre acreditaram em minha capacidade intelectual de ver um mundo mais eficiente e sustentável ao conhecimento”.

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AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a Deus, pelo dom da vida.

Aos companheiros de CELESC que contribuíram com seus conhecimentos técnicos para a realização deste trabalho.

Ao professor Emerson da Silva pela paciência e orientação.

Aos meus familiares, que acompanharam indiretamente a construção deste trabalho.

Aos professores que me acompanharam neste processo de aprendizagem.

À professora Sheyla Travessa pelos ensinamentos técnicos para a elaboração deste TCC.

À minha esposa Franciny pelo empenho, força e companhia nos momentos de grandes dificuldades para criação do presente trabalho e ao nosso filho Miguel, que ainda está em gestação, mas que já atravessou um grande desafio junto a mim.

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“Não percamos de vista os fatores mais importantes para êxito: compromisso, paixão por fazer a diferença, visão para atingir mudanças e coragem

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RESUMO

A automação de sistemas elétricos de distribuição está cada vez mais ganhando força de mercado. A diretriz da Automação complementa outros três segmentos não menos importantes: Geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Como tentativa para a diminuição de falhas na rede de distribuição de energia é instalados equipamentos de proteção que possuem o objetivo principal de manter a integridade física da rede, dos consumidores, dos prestadores de serviços e dos equipamentos inseridos no sistema. Assim, este trabalho tem por objetivo fazer uma análise dos benefícios da automação dos sistemas de distribuição de energia elétrica utilizando os dados passados por uma concessionária de energia elétrica de Santa Catarina, buscando valores monetários para justificar os investimentos para tal segmento. Trata-se de uma pesquisa exploratória, prática, na forma de estudo de caso e com abordagem quantitativa sendo que a fonte de dados é primária. O custo total da operação anual de um sistema sem automação foi comparado a um sistema com automação para que fosse possível a verificação da atratividade do investimento, ou seja, o benefício adquirido. Os resultados evidenciam que o benefício trazido pela automação da rede foi de 62% representando o montante de R$ 214.892,38. A pesquisa desenvolvida neste trabalho auxilia as áreas de planejamento, operação e manutenção das concessionárias de energia elétrica na avaliação de seus investimentos em automação considerando os custos de forma sistêmica.

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ABSTRACT

The automation of electric distribution systems is increasingly gaining market strength. The guideline of automation complements three other segments of no less importance: Generation, transmission and distribution of electricity. In an attempt to reduce failures in the distribution power network, protective devices has the main objective of maintaining the physical integrity of the network, consumers, service providers and equipment inserted into the system. Thus, this study aims to analyze the benefits of the automation of electricity distribution using the data received from an electric utility of Santa Catarina state, seeking monetary values to justify investments for such segment. This is an exploratory, practical research, in the form of case study and quantitative approach whereas the data source is primary. The total annual expense of operating a system without automation was compared to a system with automation to make it possible to check the attractiveness of the investment, i.e., the benefit gained. The results show that the benefit brought by automation network was 62 %, representing the amount of R$ 214,892.38. The research developed in this paper assists the planning, operation and maintenance of electric utilities in evaluating their investments in automation considering the expenses in a systematic way.

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LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1: Cenário de implantação de rede inteligente no Brasil... 25

Figura 2: IntelliTEAM II da S&C ... 46

Figura 3: Topologia do sistema - PCELESC ... 47

Figura 4: Indicadores DEC e FEC - Celesc ... 48

Figura 5: Indicador TMA - Celesc ... 48

Figura 6: Indicadores DIC/FIC/DMIC - Celesc ... 49

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LISTA DE QUADROS

Quadro 1: Desafios e Soluções da Smart Grid - EUA ... 22

Quadro 2: Desafios e Soluções da Smart Grid - Europa ... 22

Quadro 3: Desafios e Soluções da Smart Grid - China ... 23

Quadro 4: Estado Atual das Redes Inteligentes – Cenário Internacional ... 23

Quadro 5: Vantagens e Desvantagens da Fibra Ótica ... 27

Quadro 6: Vantagens e Desvantagens do sistema via rádio ... 28

Quadro 7: Vantagens e Desvantagens do sistema via Telefonia Móvel ... 28

Quadro 8: Benefícios associados a cada funcionalidade de automação ... 31

Quadro 9: Características dos alimentadores - PCELESC ... 47

Quadro 10: valor do CEND para alimentador Xanxerê 01 - Sem Automação... 51

Quadro 13: valor do CEND para alimentador São Lourenço 01 - Sem Automação ... 52

Quadro 14: valor do CEND para alimentador São Lourenço 05 - Sem Automação ... 52

Quadro 15: FEC do Bloco para o Alimentador Xanxerê 01 - Sem Automação ... 53

Quadro 18: FEC do Bloco para o Alimentador São Lourenço 01 - Sem Automação ... 54

Quadro 19: FEC do Bloco para o Alimentador São Lourenço 05 - Sem Automação ... 54

Quadro 20: Carga do Bloco para o Alimentador Xanxerê 01 - Sem Automação ... 55

Quadro 23: Carga do Bloco para o Alimentador São Lourenço 01 - Sem Automação ... 56

Quadro 24: Carga do Bloco para o Alimentador São Lourenço 05 - Sem Automação ... 57

Quadro 25: FS - Xanxerê 01 - Sem Automação ... 57

Quadro 28: FS - São Lourenço 01 - Sem Automação ... 58

Quadro 29: FS - São Lourenço 05 - Sem Automação ... 58

Quadro 30: VEND para alimentador Xanxerê 01 - Sem Automação... 59

Quadro 33: VEND para alimentador São Lourenço 01 - Sem Automação ... 60

Quadro 34: VEND para alimentador São Lourenço 05 - Sem Automação ... 61

Quadro 35: DEC do Bloco para o Alimentador Xanxerê 01 - Sem Automação ... 61

Quadro 38: DEC do Bloco para o Alimentador São Lourenço 01 - Sem Automação ... 62

Quadro 39: DEC do Bloco para o Alimentador São Lourenço 05 - Sem Automação ... 62

Quadro 40: COM para o alimentador Xanxerê 01 - Sem Automação... 63

Quadro 43: COM para o alimentador São Lourenço 01 - Sem Automação ... 64

Quadro 44: COM para o alimentador São Lourenço 05 - Sem Automação ... 65

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Quadro 46: CDA para o Alimentador Xanxerê 02 - Sem Automação ... 66

Quadro 47: CDA para o Alimentador Xanxerê 07 - Sem Automação ... 66

Quadro 48: CDA para o Alimentador São Lourenço 01 - Sem Automação ... 67

Quadro 49: CDA para o Alimentador São Lourenço 05 - Sem Automação ... 67

Quadro 50: MCF para o alimentador Xanxerê 01 - Sem Automação ... 68

Quadro 53: MCF para o alimentador São Lourenço 01 - Sem Automação ... 69

Quadro 54: MCF para o alimentador São Lourenço 05 - Sem Automação ... 69

Quadro 55: Custo Total Por Bloco – Sistema Sem Automação ... 70

Quadro 56: Custo total por alimentador – Sem automação ... 70

Quadro 57: CEND para alimentador Xanxerê 01 - Com Automação ... 71

Quadro 60: CEND para alimentador São Lourenço 01 - Com Automação ... 72

Quadro 61: CEND para alimentador São Lourenço 05 - Com Automação ... 73

Quadro 62: FEC do Bloco para o Alimentador Xanxerê 01 - Com Automação ... 73

Quadro 65: FEC do Bloco para o Alimentador São Lourenço 01 - Com Automação ... 74

Quadro 66: FEC do Bloco para o Alimentador São Lourenço 05 - Com Automação ... 74

Quadro 67: VEND para alimentador Xanxerê 01 - Com Automação ... 76

Quadro 70: VEND para alimentador São Lourenço 01 - Com Automação ... 77

Quadro 71: VEND para alimentador São Lourenço 05 - Com Automação ... 78

Quadro 72: DEC do Bloco para o Alimentador Xanxerê 01 - Com Automação ... 78

Quadro 75: DEC do Bloco para o Alimentador São Lourenço 01 - Com Automação ... 79

Quadro 76: DEC do Bloco para o Alimentador São Lourenço 05 - Com Automação ... 79

Quadro 77: COM para o alimentador Xanxerê 01 - Com Automação ... 80

Quadro 80: COM para o alimentador São Lourenço 01 - Com Automação ... 81

Quadro 81: COM para o alimentador São Lourenço 05 - Com Automação ... 81

Quadro 82: CDA para o Alimentador Xanxerê 01 - Com Automação ... 82

Quadro 85: CDA para o Alimentador São Lourenço 01 - Com Automação ... 83

Quadro 86: CDA para o Alimentador São Lourenço 05 - Com Automação ... 84

Quadro 87: MCF para o Alimentador Xanxerê 01 - Com Automação ... 84

Quadro 90: MCF para o Alimentador São Lourenço 01 - Com Automação ... 85

Quadro 91: MCF para o Alimentador São Lourenço 05 - Com Automação ... 85

Quadro 92: Custo total por bloco - Sistema Com Automação ... 86

Quadro 93: Custo total por alimentador – Sistema Com Automação ... 87

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1 INTRODUÇÃO ... 14 1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ...14 1.2 TEMA E PROBLEMA ...15 1.3 OBJETIVOS ...15 1.3.1 Objetivo Geral ...15 1.3.2 Objetivos Específicos ...16 1.4 JUSTIFICATIVA ...16 1.5 DELIMITAÇÃO ...17 1.6 ORGANIZAÇÃO DO ESTUDO ...17 2 REFERENCIAL TEÓRICO ... 18

2.1 SMART GRID – REDE ELÉTRICA INTELIGENTE ...18

2.2 EVOLUÇÃO DOS SISTEMAS ...19

2.3 EVOLUÇÃO DA SMART GRID ...20

2.3.1 Smart Grid no Mundo ...21

2.3.2 Smart Grid no Brasil...24

2.4 SISTEMAS DE TI/TELECOMUNICAÇÃO NA SMART GRID ...27

2.4.1 Sistemas de Telecomunicação Por Meio de Rede Física ...27

2.4.2 Sistemas de Telecomunicação que Não Utilizam Rede Física ...28

2.4.3 Metodologia de Tecnologia da Informação (TI) ...29

2.5 CUSTOS E BENEFÍCIOS DA SMART GRID ...29

2.5.1 Avaliação da Automação do Sistema de Energia ...32

2.5.2 Análise de Custos ...34

2.5.3 Tempo Médio de Atendimento (TMA)...34

2.5.4 Carga do Bloco (CB) ...35

2.5.5 Custo Médio da Energia na Interrupção (CME) ...35

2.5.6 Fator de Sensibilidade (FS) ...36

2.5.7 Custo da Energia Não Distribuída na Interrupção do Sistema (CEND) ...36

2.5.8 Valor Médio da Energia (VME) ...37

2.5.9 DEC do Bloco – DECBL ...37

2.5.10 Valor da Energia Não Distribuída pelo Não Faturamento (VEND) ...38

2.5.11 Média de Intervenções em Religadores - (MIR) ...39

2.5.12 Custos de Operação e Manutenção ሺ࡯ࡻࡹሻ ...39

2.5.13 Custo de Deslocamento Anual ሺ࡯ࡰ࡭ሻ ...40

2.5.14 Montante de Compensação Financeira ሺࡹ࡯ࡲሻ ...40

2.5.15 Custo Total ሺ࡯ࢀሻ ...42

3 METODOLOGIA ... 44

3.1 ENQUADRAMENTO METODOLÓGICO ...44

3.2 PROCEDIMENTO PARA A COLETA E ANÁLISE DOS DADOS ...45

3.2.1 Características dos Alimentadores ...45

3.2.2 Indicadores de Continuidade ...48

4 RESULTADOS ... 50

4.1 ANÁLISE DE CUSTOS – SISTEMA SEM AUTOMAÇÃO ...50

4.1.1 Custo da Energia Não Distribuída na Interrupção do Sistema Sem Automação (CEND) 50 4.1.2 Análise de FEC do Bloco – ۴۳۱࡮ࡸ ...53

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4.1.7 Valor da Energia Não Distribuída pelo Não Faturamento no Sistema Sem Automação (VEND) ...59

4.1.9 DEC do Bloco – ۲۳۱࡮ࡸ ...61

4.1.10 Custos de Operação e Manutenção em Um Sistema Sem Automação ሺ࡯ࡻࡹሻ ...63

4.1.11 Média de Intervenções em Religadores (MIR) ...65

4.1.12 Custo de Desligamento Anual (CDA) ...65

4.1.13 Montante de Compensação Financeira para um Sistema Sem Automação ሺࡹ࡯ࡲሻ ...67

4.1.14 Custo Total ሺ࡯ࢀሻ – Sistema Sem Automação ...69

4.2 ANÁLISE DE CUSTOS – SISTEMA COM AUTOMAÇÃO ...71

4.2.1 Custo da Energia Não Distribuída na Interrupção do Sistema Com Automação (CEND) 71 4.2.2 Análise de FEC do Bloco – ۴۳۱࡮ࡸ ...73

4.2.3 Tempo Médio de Atendimento (TMA)...75

4.2.4 Carga do Bloco (CB) ...75

4.2.7 Valor da Energia Não Distribuída pelo Não Faturamento do Sistema Com Automação (VEND) ...76

4.2.9 DEC do Bloco – ۲۳۱࡮ࡸ ...78

4.2.10 Custos de Operação e Manutenção em um Sistema Com Automação (COM) ...80

4.2.11 Média de Intervenções em Religadores (MIR) ...82

4.2.12 Custo de Deslocamento Anual (CDA) ...82

4.2.13 Montante de Compensação Financeira de Um Sistema Com Automação (MCF) ...84

4.2.14 Custo Total – Sistema Com Automação ...86

4.2.15 Benefício Adquirido Com Automação ሺ࡮ࢉࢇሻ ...87

5 CONSIDERAÇÕES FINAIS E RECOMENDAÇÕES ... 90

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1 INTRODUÇÃO

1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS

As metodologias utilizadas no planejamento e operação do setor elétrico são constantemente condicionadas pelo avanço da tecnologia. Para que seja possível atender ao padrão exigido pelo órgão regulador e pela demanda consumidora, existe a necessidade de realização de melhorias contínuas no sistema de energia.

A automação de sistemas elétricos de distribuição está cada vez mais ganhando força de mercado. É muito comum escutarmos falar em ‘Redes Inteligentes’, mas existem muitas indefinições sobre os padrões a serem adotados.

A automação já é um segmento consolidado e imprescindível para manter o sistema elétrico, pois sua diretriz complementa outros três segmentos não menos importantes: Geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

O sistema de distribuição serve como um elo entre a geração/transmissão e o consumidor final. A distribuição interliga os transformadores que têm como objetivo transformar a média-tensão em baixa-tensão, sendo que a baixa tensão é que alimenta a carga demandada pelos consumidores. Além disso, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) regulamentou recentemente a inserção de pequenos gerados elétricos ligados diretamente na rede de distribuição, o que provocou um impacto metodológico para as concessionárias de energia.

As redes de distribuição são muito susceptíveis às falhas, justificadas pelo fato de serem extensas e terem pouca proteção contra intempéries. Como tentativa à diminuição das referidas falhas, são instalados equipamentos de proteção com o objetivo principal de manter a integridade física da rede, dos consumidores, dos prestadores de serviços e dos equipamentos inseridos no sistema. Tais equipamentos estão ganhando funcionalidades extras como operação remota e automação buscando a eficiência operacional.

A automação nos permite obter ganhos no sistema de distribuição e proporciona a otimização dos recursos, buscando a solides na concessão e a satisfação dos clientes.

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1.2 TEMA E PROBLEMA

Reconhecendo a importância deste tema, o autor deste trabalho observou a partir de pesquisa em meios eletrônicos e em livros uma escassez de estudos voltados à análise de benefícios da implantação de automação nas redes de distribuição no Brasil.

Neste contexto, argumenta-se ser interessante fazer um estudo destes benefícios, a partir de dados internos disponibilizados pela maior distribuidora de energia elétrica de Santa Catarina – Celesc Distribuição S.A. Assim, emerge a pergunta de pesquisa que orienta este trabalho: Quais os benefícios trazidos pela automação da rede de distribuição da concessionária de energia elétrica Celesc Distribuição S.A?

1.3 OBJETIVOS

Para replicar o problema de pesquisa foram estabelecidos um objetivo geral e quatro objetivos específicos.

1.3.1 Objetivo Geral

O estudo tem por objetivo geral fazer uma análise dos benefícios da automação dos sistemas de distribuição de energia elétrica utilizando os dados passados por uma concessionária de energia elétrica de Santa Catarina, buscando valores monetários para justificar os investimentos para tal segmento.

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1.3.2 Objetivos Específicos

O estudo pretende alcançar os seguintes objetivos específicos:

a) Identificar os Custos envolvidos em cinco alimentadores dispostos na rede de distribuição da concessionária sem a utilização da automação da rede;

b) Identificar os Custos envolvidos em cinco alimentadores dispostos na rede de distribuição da concessionária com a utilização da automação da rede;

c) Fazer um comparativo entre os custos envolvidos nos sistemas que possuem automação e os sistemas que não possuem automação.

d) Identificar os benefícios econômicos trazidos pela automação do sistema de distribuição de energia.

1.4 JUSTIFICATIVA

Para atender ao objetivo do trabalho, será realizado um estudo de caso a partir de documentos internos disponibilizados pela Celesc Distribuição S.A. Este estudo se destaca uma vez que as poucas publicações encontradas sobre o tema contemplam um método pontual ou mais subjetivo. Sendo assim, optou-se pela análise mais abrangente, ou seja, sistêmica, tornando um alto potencial para obter os resultados mais condizentes com a realidade.

Além do ganho financeiro, considera-se também o valor agregado do conhecimento e do social como sendo fundamentais para aplicação de projetos dessa magnitude.

Ainda, deve-se salientar a importância deste trabalho uma vez que a automação do sistema de distribuição no Brasil e no mundo ainda está em fase de evolução, muitos estudos sobre o assunto ainda estão sendo realizados e este trabalho serve como base para a exploração de novos horizontes e contribuição para a literatura sobre o assunto.

O estudo não oferece obstáculos, uma vez que: a) há tempo conveniente para que seja realizado; b) As informações necessárias foram disponibilizadas pela concessionária de energia elétrica objeto do estudo em questão.

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Justifica-se, assim, este estudo, uma vez que os resultados encontrados serão úteis para estudantes, pesquisadores, concessionárias interessadas em implantar a automação na rede de distribuição, população em geral e profissionais que buscam na literatura uma maneira de encontrar soluções para problemas relacionados ao assunto.

1.5 DELIMITAÇÃO

Este trabalho propõe a análise dos custos de implantação da automação na rede de distribuição de uma concessionária de energia elétrica do Estado de Santa Catarina visando elencar os benefícios trazidos.

Este trabalho está delimitado aos dados disponibilizados pela empresa e deve ser tomada como base, para a tomada de decisões.

1.6 ORGANIZAÇÃO DO ESTUDO

O trabalho é constituído por cinco seções. Na primeira seção é apresentada uma introdução, onde se busca abordar (i) contextualização sobre o tema de pesquisa e a definição do problema de pesquisa; (ii) objetivo geral; (iii) objetivos específicos; (iv) justificativa; e (v) delimitação da pesquisa. Na segunda seção apresenta-se o referencial teórico, onde se busca apresentar: (i) o conceito de smart grid; (ii) a evolução dos sistemas; (iii) a evolução da smart grid; (iv) sistemas de TI/Telecom na smart grid; e (v) custos e benefícios da smart grid. Na terceira seção busca-se apresentar a metodologia da pesquisa, onde se aborda: (i) o enquadramento metodológico; e (ii) procedimentos para a coleta dos e análise dos dados. Na quarta seção são apresentados os resultados do estudo. Na quinta seção é apresentada a conclusão do estudo e, por fim, elencam-se as referências utilizadas na pesquisa.

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2 REFERENCIAL TEÓRICO

2.1 SMART GRID – REDE ELÉTRICA INTELIGENTE

Não existe uma definição exata para rede elétrica inteligente ou smart grid, porém todas as definições perpassam a ideia de que é um sistema que possui equipamentos especiais instalados na rede de energia capazes de se comunicarem e interagirem entre si ou entre centros de controles proporcionando a eficiência operacional da distribuição de energia elétrica.

Jatobá (2013) define Smart Grid como uma arquitetura que possibilita a integração de equipamentos inteligentes e redes de comunicação de dados em um sistema gerenciado de computação distribuída. Esta arquitetura é baseada em sistemas abertos para as companhias de energia do futuro e possibilita a implantação de capacidades avançadas do sistema de energia, tais como: rede de energia auto recuperável, comunicação integrada com o consumidor, e informação em tempo real sobre a energia e fluxo de geração.

Para Toledo (2012), a definição para smart grid difere de acordo com quem a define, é uma visão a ser construída levando-se em conta múltiplas perspectivas: tecnológica, ambiental, socioeconômica e político-regulatória.

Apesar das diversas tentativas para se definir smart grid, a lógica está em apenas uma palavra: INTELIGÊNCIA. Isso porque as novas redes serão automatizadas com medidores de alta qualidade de monitoramento capazes de determinar o consumo de energia em tempo real. Sob a ótica de Toledo (2012), com a implantação das redes inteligentes, as concessionárias precisam lidar com desafios do presente e do futuro, esses desafios incluem:

• A inevitável penetração de novas fontes de geração e armazenamento de energia; • A potencial mudança do perfil do cliente de energia elétrica, por exemplo, o advento de consumidores móveis de energia (veículos elétricos e híbridos recarregáveis);

• A necessidade de lidar com a bidirecionalidade energética e de informação, em tempo real, relacionada a tais tecnologias;

• A adequação a metas ligadas à sustentabilidade do planeta e a tendência de cidades e habitats inteligentes;

• A gestão otimizada do crescimento significativo da carga que acontece anualmente;

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• A resposta à crescente expectativa dos clientes em relação à qualidade do fornecimento de energia assim como aos anseios do regulador e das demais autoridades;

• A necessidade de redução de custos operacionais, como, por exemplo, aqueles relativos a perdas e inadimplência;

• A tendência de competição no mercado de energia elétrica direta ou indiretamente.

Visualizando a quantidade de desafios citadas acima é de se notar que, para se chegar a excelência do novo sistema de automatização da rede, existem muitas preocupações e um caminho muito difícil a ser seguido, porém, o esforço é totalmente válido, uma vez que tal sistema promete fornecer uma imensidão de novas informações à concessionária, possibilitando grandes avanços em termo de monitoramento, planejamento, operação e manutenção das redes.

2.2 EVOLUÇÃO DOS SISTEMAS

As redes inteligentes aparecem como a 3ª Geração de sistemas de energia elétrica. A primeira geração de sistemas é a de redes aéreas, onde os equipamentos são expostos a intemperes e sensíveis a qualquer defeito. Esse sistema ainda é muito utilizado por ter baixo custo de implantação em comparação a outros tipos de sistemas.

A segunda geração também é aplicada na grande maioria dos países, porém, possui alguns pontos negativos, como os altos custos de implantação e manutenção, baixa utilização da capacidade dos equipamentos, escassez de imóveis e preços crescentes e aumento das correntes de curto circuito. (BOCCUZZI, 2013)

A terceira geração (redes inteligentes) permite a utilização mais eficiente e mais segura dos recursos e, segundo Boccuzzi (2013), tem como objetivo:

• Manter confiabilidade e serviços ao cliente • Aumentar a utilização dos ativos

• Reduzir os congestionamentos nas estruturas (postes ou subterrâneo) • Aumentar a flexibilidade operativa

• Utilizar novas tecnologias

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Com isso, as redes inteligentes prometem trazer benefícios não somente para as concessionárias, mas também aos consumidores e à sociedade.

Essa evolução ainda é uma pequena parcela do que está por vir. Em um futuro muito próximo haverá integração intensiva entre ativos de energia, telecomunicações e tecnologia de informação surgindo, assim, uma 4ª geração de redes bem diferente do que estamos acostumados a vivenciar.

2.3 EVOLUÇÃO DA SMART GRID

Muitos fatores influenciam para que o termo Smart Grid seja difundido na sociedade e se transforme em um potencial para as diretrizes do mercado de energia e telecomunicações. Boccuzzi (2013), em sua apresentação no Workshop Universidade Mackenzie destaca entre tais fatores o clima, a demanda pela distribuição de energia, os equipamentos envelhecidos, o preço dos combustíveis e o avanço da tecnologia.

O fator climático é um grande contribuinte uma vez que os recentes acontecimentos catastróficos de grande repercussão mundial trouxeram restrições ambientais, e o clima influencia diretamente na produção e consumo da energia.

A demanda pela distribuição de energia cresce a cada dia e os ativos existentes não conseguem atendê-la. Os motivos podem ser tanto a capacidade de produção de energia quanto a necessidade de manutenção dos equipamentos.

Os equipamentos envelhecidos geram cada vez mais dificuldade de manutenção e custos elevados surge, então, a pressão para orçamentos limitados que viabilizem tarifas mais baixas.

O preço dos combustíveis está cada dia mais imprevisível e a oscilação traz dúvidas ao futuro da energia convencional.

O avanço da tecnologia pode-se dizer que é o fator mais influente, uma vez que gera operação integrada cada vez mais viável e confiável, técnica e economicamente. A confiabilidade é de suma importância em uma sociedade digital interconectada.

Em 2008 a entidade sem fins lucrativos Gridwise Alliance, em parceria com o governo norte americano, organizou o maior evento sobre redes inteligentes do mundo. Na oportunidade foi discutido sobre como deve ser a modernização das redes, e foram

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apresentadas as necessidades específicas de cada região do mundo. O resultado foi a criação de uma agenda sobre colaboração conjunta no desenvolvimento de regulação e políticas de implementação das novas tecnologias, o evento foi um marco na história da implementação do smart grid.

2.3.1 Smart Grid no Mundo

As redes inteligentes começaram a ser estudadas na década de 70, porém, grandes projetos começaram a ser desenvolvido apenas na década de 90, principalmente no Japão, país pioneiro na automação de redes e que aparece até hoje no topo de grandes estudos da área, apresentando os menores índices de tempo de interrupção do mundo.

Segundo Sperandio (2008), as companhias Japonesas Kansai Electric Power Co. (KEPCO) e Tokyo Electric Power Co. (TEPCO) são precursoras dos estudos relacionados às redes inteligentes. A KEPCO desenvolveu o conceito de “sistema integrado de automação da distribuição” que se baseia em tecnologias de computação e comunicação, possuindo cerca de 60.000 Unidades Terminais Remotas (RTUs) dividindo os alimentadores em várias zonas de proteção, onde a duração média de interrupções foi reduzida de 57 para menos de cinco minutos. Já TEPCO vem desenvolvendo seu próprio sistema de automação da distribuição desde a década de 80. O esquema desenvolvido pela TEPCO consiste em dividir os alimentadores aéreos em seis áreas compostas por três seções definidas entre duas chaves de interconexão, onde cada alimentador opera a 75% de sua capacidade com possibilidade de adquirir outros 25% em caso de falha em um alimentador adjacente.

Nos Estados Unidos os estudos relacionados às redes inteligentes iniciaram um pouco mais tarde. A partir de uma iniciativa do presidente Barack de investir aproximadamente $ 4,8 bilhões de dólares por todo o país, as empresas de distribuição de energia elétrica, fabricantes de equipamentos, empresas de telecomunicações e grandes empresas de tecnologia da informação se uniram ao Departamento de Energia e ao National Institute of Standards – NIST para definirem padrões de forma a garantir interoperabilidade de protocolos e produtos em diversas áreas. (ALCÂNTARA, 2010)

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Destaca-se como grande exemplo de estudo desenvolvido nos Estados Unidos um projeto da empresa Xcel Energy na cidade de Boulder no estado do Colorado, amplamente divulgado pela imprensa.

Para os Estados Unidos, Nogueira (2013) descreve alguns desafios e soluções em relação às redes inteligentes, conforme quadro a seguir:

Quadro 1: Desafios e Soluções da Smart Grid - EUA

DESAFIOS SOLUÇÕES

Estados com elevada autonomia Regulamentação e Padronização Privacidade Benefícios tarifários ao consumidor Qualidade do fornecimento PMU, Geração distribuída

Insuficiente produção de

petróleo Carros elétricos

Ataques terroristas e segurança cibernética

Softwares inteligentes, monitoramento em tempo real Fonte: Elaborado pelo autor, dados: Nogueira (2013)

Na Europa com a Agenda Ambiental 20-20-20 para 2020, as redes inteligentes passaram a serem vistos como um dos caminhos mais promissores para a realização dos objetivos traçados: 20% de redução de emissões, 20% de geração renovável na matriz, 20% de economia de energia (Eficiência Energética), o principal motivador para essa instalação é a utilização de fontes distribuídas e renováveis de energia. É esperado que a adoção de medidas pela União Europeia, no lugar de ações isoladas de cada país, maximize a efetividade e promova ganhos de escala. (ALCÂNTARA, 2010)

Para a Europa, Nogueira (2013) descreve alguns desafios e soluções em relação às redes inteligentes, conforme quadro a seguir:

Quadro 2: Desafios e Soluções da Smart Grid - Europa

Inserção de fontes renováveis Eólicas offshore, solares norte da África

Controle do fluxo de potência FACTS, UAT, transmissão sub-oceânica

Controle descentralizado Softwares Inteligentes Qualidade de fornecimento PMU, Geração distribuída.

Regulação, normalização IEC 61850, normas europeias Fonte: Elaborado pelo autor, dados: Nogueira (2013)

A China, em 2012 tornou-se líder mundial no setor devido às instalações com capacidade para gerar energia em larga escala.

(23)

Sperandio (2008) destaca que a empresa Yancheng Power Bureau´s implantou um Sistema de Gerenciamento Automático, que, com a partir de testes proporcionou a redução no tempo de interrupção de uma média de 91%. Espera-se um tempo de retorno financeiro de cinco anos (Sperandio, 2008).

Para a China, Nogueira (2013) descreve alguns desafios e soluções em relação às redes inteligentes, conforme quadro a seguir:

Quadro 3: Desafios e Soluções da Smart Grid - China

Geração a carvão (70%) Fontes renováveis Demanda com elevado crescimento Controle do lado da demanda

Urbanização acelerada Rede inteligente, transmissão e distribuição Gerenciamento da rede Softwares inteligentes, monitoramento Insuficiente produção de petróleo Carros elétricos

Fonte: Elaborado pelo autor, dados: Nogueira (2013)

Kagan et al. (2013) fez uma análise em documentos e artigos técnicos internacionais onde resultou em indicadores do estado atual das redes inteligentes no cenário internacional. Para os Estados Unidos e a Europa, os resultados encontrados por ele estão elencados no quadro a seguir:

Quadro 4: Estado Atual das Redes Inteligentes – Cenário Internacional

ESTADOS UNIDOS EUROPA

Estágio atual dos Mercados

• Grau mediano de automação dos sistemas;

• Quantidade crescente de unidades de geração distribuída conectadas ao sistema.

• Médio/alto grau de automação do sistema;

• Aumento intensivo de unidades de geração distribuída conectadas ao sistema; • Aumento intensivo de unidades de microgeração conectadas ao sistema. Motivadores para a implantação de Redes Inteligentes

• Escassez de recursos naturais; • Confiabilidade do sistema • Envelhecimento dos Ativos; • Prospecção de novos serviços.

• Questões climáticas;

• Escassez de recursos naturais; • Confiabilidade do sistema; • Envelhecimento dos ativos.

Tendências para o desenvolvimento de Redes Inteligentes • Investimento em AMI (Demand Response); • Automação de subestações; • Eficiência Energética/Redução da demanda;

• Adequação do sistema para integração de unidades de GD; • Localização de faltas e restabelecimento.

• Preparação do sistema para integração de unidades de GD e microgeração; • Investimento em AMI (Demand Response); • Eficiência Energética/Redução da demanda; • Investimentos em sistemas de TI.

(24)

O mundo segue evoluindo para uma nova realidade regulatória com foco no aumento da oferta de energia e o novo sistema que está sendo criado busca a excelência, trazendo maior tranquilidade para todos. Os estudos nesta área estão cada vez mais avançados e em um futuro muito próximo os consumidores de energia viverão uma realidade muito diferente daquela que vivem hoje.

2.3.2 Smart Grid no Brasil

Um dos maiores fatores que influenciaram os primeiros projetos relacionados às redes inteligentes no Brasil foi relacionado a perdas não técnicas, como, por exemplo, o furto e roubo de energia. Porém os estudos na área são bastante diversificados de acordo com a região em que estão sendo realizados e a maioria dos projetos no Brasil é focada apenas na substituição dos antigos medidores analógicos de energia por medição eletrônica concentrada ou individualizada, não dando espaço para que esses medidores tenham futuramente funcionalidades avançadas voltadas para o smart grid propriamente dito. (ALCÂNTARA, 2010)

Jatobá (2013) defende a necessidade de implantação de rede inteligente no Brasil sob 3 óticas: Concessionárias, Entidades Públicas e Telecom.

Para as concessionárias, as principais necessidades dizem respeito a Controle das perdas comerciais (R$ 5 bilhões ao ano); Redução de custos; Universalização do serviço; Redução do mercado cativo; Melhoria na gestão da base de consumidores; Regulação mais rigorosa voltada para melhoria da qualidade de energia e Melhoria na gestão de ativos.

Para Entidades Públicas, os motivos para a implantação de redes inteligentes são: Universalização do acesso à rede elétrica; Baixa penetração das novas Tecnologias da Informação e Comunicação (TICs) nos domicílios; Potencial para uso de tecnologia Power Line Comunication; Necessidades das escolas em banda larga e Alto custo dos serviços de telecomunicações.

Para a Telecom: Redução das margens na distribuição; Pressão do regulador pelo repasse dos ganhos de produtividade; Aumento do custo da energia; Atingimos o “limite social” da tarifa de energia; Expansão do negócio e Exploração adicional da infraestrutura e sistemas de CRM.

(25)

A figura 1 resume a ideia transposta por Jatobá (2013):

Fonte: JATOBÁ (2013)

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL acredita que a implantação das redes inteligentes no Brasil é importante não apenas para combate às perdas não técnicas de energia, por isso, desde 2008, vem buscando formas para implanta-las principalmente para desenvolver uma rede de distribuição com maiores funcionalidades possível dentro do conceito de redes inteligentes. (ALCÂNTARA, 2010)

Vários estudos estão sendo realizados no Brasil para a implantação do Smart grid. Recentemente em São Paulo foi realizado um evento onde, para o estado, ficou marcado como a definição da primeira fase de um programa de implantação de rede elétrica inteligente. O programa é voltado para o chamado grupo A (grandes usuários; consumidores de alta tensão), que corresponde à totalidade do Estado de São Paulo. O objetivo para uma próxima fase é a implantação do programa no Rio Grande do Sul e o desejo é que, ainda em 2013, seja feita a expansão da rede inteligente para clientes residenciais, usuários de baixa tensão.

Outro projeto em andamento é a construção de uma rede inteligente na cidade de Aparecida, chamado de “Cidade Inteligente”. Lá estão sendo instalados medidores de consumo e equipamentos de manobra na rede capazes de suportar comunicações remotas, possibilitando não somente a operação remota dos equipamentos gerenciáveis pela concessionária, mas também, o gerenciamento e a interatividade por parte dos clientes.

O governo brasileiro está investindo forte na implantação do smart grid em prol dos benefícios aos consumidores, para isso, lançou recentemente um programa de financiamento integrado e multi ministerial chamado "INOVA ENERGIA". O programa

(26)

almeja acelerar o progresso de smart grid no Brasil. Foram apresentadas propostas para financiamentos de até R$ 7,8 bilhões de reais.

O debate relacionado ao programa estará sendo realizado durante o SMART

GRID FÓRUM/2013 - VI Fórum Latino - Americano de Smart Grid evento que será

realizado nos dias 26, 27 e 28 de Novembro de 2013, em São Paulo.

O principal objetivo do fórum é fornecer subsídios aos profissionais que atuam no mercado de energia da América Latina (concessionárias, grandes consumidores e produtores de energia, governos, agências reguladoras, fabricantes de equipamentos, provedores de sistemas e soluções de medição, controle, automação e entidades de desenvolvimento de P&D) para encontrar soluções empresariais integradas e definitivas na busca do uso eficiente de energia e a busca de financiamento apropriado.

Kagan at al. (2013) fez um estudo interessante em relatórios, documentos e artigos técnicos dos principais congressos nacionais para levantar o estado atual da automação de distribuição no Brasil. Como resultado da pesquisa bibliográfica constatou alguns pontos importantes, conforme abaixo:

• Os principais motivadores para a implementação de tecnologias da Distribuição no âmbito das redes inteligentes (ADA) correspondem ao aumento da eficiência operacional (redução dos custos operacionais), redução de perdas comerciais e do aumento da capilaridade do sistema elétrico, possibilitando novos serviços. • Foram identificadas nas publicações ações pontuais na direção de implantação de

redes inteligentes com o envolvimento de um pequeno número de empresas. • Elevada heterogeneidade no estágio de implantação de ADA nas concessionárias. • Carência de análises técnico-econômicas das funcionalidades de automação. • Necessidade de maior número de aplicações-piloto.

• Necessidade de ações coordenadas entre os agentes para a definição de plano de maior abrangência com maximização dos benefícios em face das diversas realidades. (KAGAN at al. 2013)

É de se notar que o Brasil encontra-se em um estágio de implantação de tecnologias e ferramentas mais avançadas para compor um novo cenário para o setor de energia elétrica no que diz respeito às Redes Inteligentes. Ainda faltam muitos estudos para se chegar a excelência. Porém, grandes passos já foram dados e a tendência é que sejam realizados muitos projetos na área, visando a melhor distribuição de energia e trazendo mais benefícios para os consumidores brasileiros.

(27)

2.4 SISTEMAS DE TI/TELECOMUNICAÇÃO NA SMART GRID

Os equipamentos automatizados necessários para o funcionamento da rede de distribuição estão dispostos ao longo da rede. Para trabalharem em sincronia, existe a necessidade de transferência de dados entre os sistemas e certo controle. Isso é feito por meio dos sistemas de telecomunicação apoiados pela Tecnologia da Informação, que são um dos principais desafios no processo de automação de redes de distribuição. (HE 2001 apud DUARTE, 2008).

Existem sistemas de comunicação que transferem as informações por meio de uma rede física, como por exemplo: telefonia, fibra ótica, entre outros e sistemas que não necessitam de rede física para se comunicarem como é o caso do radio, celular, etc.

2.4.1 Sistemas de Telecomunicação Por Meio de Rede Física

Duarte (2008) define os sistemas de telecomunicação por meio de rede física da seguinte forma:

a) Telefonia Fixa: já foi bastante utilizada no início dos estudos sobre redes

inteligentes, atualmente, devido à baixa confiabilidade é pouco utilizada. A comunicação é feita através de par telefônico, e possui banda de dados e taxa de transmissão pequena.

b) Fibra Ótica: É um meio de comunicação muito utilizado uma vez que é

confiável, porém, possui um alto custo de instalação. Suas vantagens e desvantagens estão no quadro 5:

Quadro 5: Vantagens e Desvantagens da Fibra Ótica

Fonte: Duarte (2008)

VANTAGENS DESVANTAGENS - Banda de dados larga;

- Alta confiabilidade;

- Imunidade a interferências eletromagnéticas; - Custo de operação praticamente nulo.

- Alto custo de instalação; - sujeito a interrupção pela queda de poste.

(28)

2.4.2 Sistemas de Telecomunicação que Não Utilizam Rede Física

Os sistemas de telecomunicação da rede de distribuição que não utilizam rede física são definidos por Duarte (2008) conforme seguem:

a) Rádio: é um “sistema composto por transmissores, receptores, repetidores,

antenas e fontes supridoras de energia”. Suas vantagens e desvantagens são:

Quadro 6: Vantagens e Desvantagens do sistema via rádio

b) Telefonia Celular: Hoje em dia, pela praticidade já é uma das formas mais

utilizadas para comunicação entre os sistemas. Suas vantagens e desvantagens são:

Quadro 7: Vantagens e Desvantagens do sistema via Telefonia Móvel

Outro tipo de sistema de comunicação da rede de distribuição que pode ser utilizado quando nenhum dos sistemas apresentados anteriormente está disponível é o sistema por meio de satélite. Sua viabilidade depende da utilização de protocolo compacto e pouca necessidade de comunicação com a central de controle.

VANTAGENS DESVANTAGENS - Banda de dados relativamente larga;

- Transferência de informações sem fio; - Funcionamento independente da condição da rede;

- Custos geralmente mais baixos do que tecnologias que utilizam meio físico para transmissão de dados.

- Sensível a obstáculos físicos (relevo, prédios etc.) que dificultam aplicações em locais com relevo irregular e em centros urbanos;

- Sensível ao clima;

- Sensível a interferências eletromagnéticas.

VANTAGENS DESVANTAGENS - Custo de instalação reduzido;

- Rapidez de implantação;

- Transferência de informações sem fio; - Funcionamento independe da condição da rede.

- Tempo de resposta mais elevado; - Alto custo de operação (taxa de serviço).

(29)

2.4.3 Metodologia de Tecnologia da Informação (TI)

As necessidades de investimento nos segmentos de TI e Telecomunicação são oriundas do suporte a novas tecnologias de redes inteligentes, no qual requer atualização de ativos na rede, de funcionalidades de suporte além da atualização de processos. (KAGAN at al. 2013)

De acordo com Kagan et al. (2013), existem alguns aspectos relevantes para evolução da TI nas empresas distribuidoras conforme mostrado abaixo:

• Adequações a padrões: Segurança cibernética, modelos de dados, modelos de comunicação, etc.

• Penetração e escalabilidade: Atender as funcionalidades de medição, geração distribuída, veículos elétricos, armazenamento de energia, e automação. A escalabilidade é mais flexível pelo ado do hardware e menos flexível no lado do software.

• Processos e organização: Impacta no conjunto de processos, especialmente em duas vertentes, mais automação do lado da rede de energia e consumidores (lado carga).

• Segurança: A gestão e manutenção da segurança deve ser prioridade desde o processo de planejamento, implementação e manutenção das redes de energia. • Centros de controle, de medição e operadores: Devem ser aptos para

compreender, planejar, e solucionar problemas rapidamente num ambiente com maior volume de softwares para apoio.

• Integração: Um ambiente integrado pode ser determinante no balanço de custos para mitigar complexidades e disponibilizar facilidades para padronização desserviços e integrações entre aplicações heterogêneas, incluindo os legados várias instâncias para um ambiente de TI orientadas a serviços.

2.5 CUSTOS E BENEFÍCIOS DA SMART GRID

Os acionistas das concessionárias de energia, o governo e a própria sociedade estão cada vez mais exigindo que a distribuição de energia elétrica seja feita de forma eficiente. Essa exigência é consequência da necessidade de diminuição de perdas, da diminuição das tarifas e do aumento de confiabilidade a consumidores sensíveis a variações de energia.

(30)

A partir daí, surge a necessidade de avaliar os custos e os benefícios de um projeto de automação para viabilizar o investimento e mensurar as alternativas econômico-financeiras propostas.

Os valores dos custos e benefícios dependem do tipo de consumidor, ou seja, do quanto um cliente está disposto a pagar para que o fornecimento de energia não seja interrompido. Depende também do consumo de determinados blocos de carga envolvidos numa falha do sistema, além da tarifa aplicada ao mercado.

Os custos podem ser classificados como diretos e indiretos.

Os custos diretos são aqueles decorrentes de perda de faturamento, manutenção de veículos, operacionalização de equipes de campo, perdas técnicas, compensações financeiras através de ultrapassagem de limites de indicadores do órgão regulador entre outros.

Já, os custos indiretos são os considerados subjetivos, ou seja, quando o cliente se propõe a pagar para que a energia seja mantida permanente. Outros exemplos são: custo social, importância de atendimento a cargas impactantes (como, por exemplo, hospital), de interrupção, entre outros.

Diante do cenário energético e das exigências já levantadas acima, a análise de custo-benefício é cada vez mais aprimorada e é considerada um dos pontos mais relevantes para aplicação de investimentos no setor.

Duarte (2008) classifica os benefícios da automação em três tipos: Econômico-financeiro, operação-manutenção e satisfação do consumidor.

a) Benefícios Econômico-financeiros: Os investimentos na área de energia elétrica são geralmente em ordem de milhões, por isso pode-se dizer que qualquer postergação de obra gerada resulta na possibilidade de investimentos em outras aplicações. Também se considera rentável a agilidade para recompor o sistema sobre falta aumentando, assim, o tempo de energia distribuída e consequentemente o faturamento.

Outro benefício a considerar é a diminuição do custo operacional e de manutenção causado pela agilidade da recomposição do sistema através do automatismo.

A automação possibilita gerenciar os ativos da rede fazendo com que as concessionárias aperfeiçoem e aumentem a utilização da capacidade instalada. Além disso, as perdas também são diminuídas pela existência de alternativas de alimentação que possibilitam a diminuição do carregamento de alguns trechos da rede de energia e, também, possibilita manter níveis de tensão adequados.

Um fator determinante para o crescimento da concessionária e de sua sobrevivência é reter os clientes através da distribuição de energia de qualidade e eficiente.

(31)

b) Benefício de Operação-manutenção: O tempo de restabelecimento de energia em menor tempo aumenta a disponibilidade do sistema e das equipes de operação-manutenção. Isso possibilita também a redução da mão-de-obra. Outro exemplo é o monitoramento remoto que possibilita a regulação de tensão e o carregamento do sistema. Pode-se citar também a melhor precisão de obtenção de dados da rede de energia para efeitos de melhor operação e planejamento. A operação sobre falta ou falha do sistema é mais bem avaliada e identificada fazendo com que se torne eficaz o processo de pré-operação e pós-operação.

c) Benefício de Satisfação do consumidor: Por parte do consumidor deve ser relevante o aumento da confiabilidade, os custos ocasionados pela interrupção do sistema e a qualidade de fornecimento energia. O aumento de incentivos para uso de geração distribuída permite que os clientes instalem geradores de energia solar, energia eólica, como uma tecnologia “plug and play”. Isso proporciona a geração reversa por parte do consumidor onde a concessionária passa a ser também cliente dos consumidores de energia.

Apesar dos benefícios apontados acima, deve-se citar outro que é considerado muito importante que é o chaveamento automático dos alimentadores que tem o objetivo de isolar a falta no menor trecho de rede fazendo com o retorno do investimento seja ainda mais rápido. Essa possibilidade de chaveamento se dá pela integração da proteção, controle e monitoramento.

O quadro 8 relaciona qualitativamente os benefícios correspondentes às funcionalidades da automação.

Quadro 8: Benefícios associados a cada funcionalidade de automação Funcionalidades

Benefícios

Situações de interrupção

Redução de

Mão de Obra Investimento

Controle de Demanda

Perdas Qualidade (continuidade)

Isolamento remoto de defeitos X X

Indicação remota de defeitos X X

Localização de Defeitos X X

Controle de Tensão X X X X

Controle de reativos X X X X

Controle direto de cargas X X X

Estimação de carga e

monitoramento X X

Otimização de topologia X X X X

Medição remota e tarifação

(32)

Para a aplicabilidade da tabela exposta acima deve-se considerar a seguinte formulação (DUARTE, 2008) para se chegar aos benefícios associados:

࡮ ൌ ࡮ࢉࢎ൅ ࡮࢏ࢊ൅ ࡮࢒ࢊ൅ ࡮ࢉ࢚࢘൅ ࡮࢕ ൌ ࡯ࡱࡺࡰ࢓ሾࢃሺࡾࢉࢎ൅ ࡾ࢏ࢊ൅ ࡾ࢒ࢊሻ ൅ ο࢖ο࢚࢓ሿ ൅ ࡮࢕

Onde:

Bch: benefício associado ao chaveamento remoto (u.m./alimentador/ano); Bid: benefício associado aos indicadores de defeito (u.m./alimentador/ano);

Bld: benefício associado à localização automática de defeitos (u.m./alimentador/ano); Bctr: benefício associado ao controle de tensão e reativos (u.m./alimentador/ano); Bo: benefícios associados às outras funcionalidades do quadro 8 (u.m./alimentador/ano); CENDm: custo médio da energia não distribuída (u.m./kWh);

W: média anual da energia não suprida antes da introdução da automação

(kWh/alimentador/ano);

Rch: redução das interrupções em p.u. pela aplicação do chaveamento remoto; Rid: redução das interrupções em p.u. pela aplicação de indicadores de defeito; Rld: redução das interrupções em p.u. pela localização automática de defeitos;

ǻp: redução das perdas pela introdução da automação (kW); ǻtm: tempo médio aplicável de redução das perdas (h).

Os componentes envolvidos na automação do sistema de distribuição são os equipamentos computacionais (hardware e software), transmissão de dados (comunicação), chaves de manobra, transformadores de medição, religadores, reguladores de tensão, banco de capacitores e indicadores de defeitos.

2.5.1 Avaliação da Automação do Sistema de Energia

Segundo Duarte (2008,) para que seja possível se fazer a análise econômico-financeira da automação deve-se tomar como base a END (Energia Não Distribuída). É através dela que se pode obter anualmente a maior parcela dos custos operacionais da rede de distribuição.

(33)

A realização do custo evitado em consequência da automação do sistema é calculada através da comparação do CTsa (Custo Total sem automação) com o CTca (Custo Total com Automação), conforme equação abaixo (DUARTE, 2008).

࡮ࢇሺ࢏ሻ ൌ ࡯ࡱࡺࡰ࢙ࢇሺ࢏ሻ െ ࡯ࡱࡺࡰࢉࢇሺ࢏ሻ

Onde:

Ba(i): Benefício do recurso de automação no ano i (R$);

CENDsa(i): Benefício da Energia Não Distribuída, sem automação, no ano i (R$); CENDca(i): Custo da Energia Não Distribuída, com automação, no ano i (R$).

Os custos totais de interrupções são calculados conforme a seguinte equação (DUARTE, 2008): ࡯ࡱࡺࡰ_࢞ሺ࢏ሻ ൌ ෍ ൥ᐬ࢐෍൫࢘࢑࢐כ ࡰ࢓ࢇ࢞࢑כ ࡲ࡯࢑כ ࡱࡺࡰ࢑൯ ࢓ ࢑ୀ૚ ൩ ࢔ ࢐ୀ૚ Onde:

n: Número de elementos da rede;

x : Expressa a presença / ausência de automação (sa = sem automação e ca = com automação; ᐬ_࢐: Taxa de falha (em vezes por ano) esperada para o elemento da rede em contingência, na condição j;

ݎ_௞௝: Tempo de restabelecimento da demanda média atendida pela barra k (h) na condição j; ݉: Número de barras do sistema;

ܦ_௠௔௫௞: Demanda máxima da barra k no ano i (kVA); ܨܥ௞: Fator de carga associado à barra k;

(34)

2.5.2 Análise de Custos

A análise do custo total de interrupções leva em consideração a demanda, o crescimento de carga, o fator de carga, as taxas de defeitos na rede e os tempos médios de atendimento. Esses dados são obtidos dos relatórios de desempenho operacional.

FEC do Bloco - _஻௅

Para calcular o FEC do bloco são considerados o FEC do conjunto, o número de alimentadores e a distância do bloco. Ver equação abaixo:

ܨܧܥ஻௅ ൌ ܨܧܥ_௖௝ ܰ஺௅ כ ܮ஻௅ ܮ஺௅ Onde:

ܨܧܥ: Frequência Equivalente de Interrupção Consumidora ܨܧܥ_஻௅: FEC do bloco;

ܨܧܥ_௖௝: FEC do conjunto;

ܰ஺௅: Número de alimentadores do conjunto;

ܮ_஻௅: Comprimento do bloco; ܮ_஺௅: Comprimento do alimentador;

2.5.3 Tempo Médio de Atendimento (TMA)

Na análise do Tempo Médio de Atendimento são considerados três tempos específicos em horas, conforme especificados abaixo:

(35)

ܶܯܣ_ଶ – Tempo médio para recuperação do trecho sobre defeito;

ܶܯܣଷ – Tempo médio de atendimento considerando a automação da rede de distribuição.

No ܶܯܣ_ଵ é considerado 40% do ܶܯܣ do conjunto. Já no ܶܯܣ_ଶ é considerado 60% do ܶܯܣ do conjunto. (Taxas médias obtidas na CELESC)

O ܶܯܣଷ é referenciado a menos de três minutos, pois é o tempo de recomposição

do sistema pelo processo automático de operação.

2.5.4 Carga do Bloco (CB)

Os dados de medição da demanda são obtidos nos relatórios anuais de demanda média onde os valores são registrados de hora em hora. A unidade considerada é ܹ݇_௠௘ௗ.

2.5.5 Custo Médio da Energia na Interrupção (CME)

O custo médio da energia na interrupção consiste no prejuízo que o cliente terá em decorrência de defeitos intempestivos que são normalmente de curta duração. Neste caso não há possibilidade do consumidor se precaver dos danos causados pela interrupção, a menos que haja fontes de suprimento alternativas que devem ser consideradas no custo da interrupção. (MAGALHÃES et. al 2001 apud DUARTE, 2010).

Conforme pesquisas realizadas considera-se um valor médio do CME de R$3,00. Duarte (2010).

(36)

2.5.6 Fator de Sensibilidade (FS)

Segundo Duarte (2008) este fator exprime o grau de sensibilidade à interrupção de uma carga em relação à média. Ele difere as cargas consideradas prioritárias e sensíveis das demais formando valores mais altos de sensibilidade. No estudo considera-se o fator 3 para cargas mais sensíveis e fator 1 para as demais.

2.5.7 Custo da Energia Não Distribuída na Interrupção do Sistema (CEND)

O Custo da Energia Não Distribuída - ܥܧܰܦ – na Interrupção é obtido através da análise da demanda média existente em cada bloco da rede envolvida no defeito, do fator de sensibilidade das cargas, da frequência que esse bloco atua anualmente, o tempo médio de atendimento daquele conjunto e o custo médio da energia. (MAGALHÃES et. al 2001 apud DUARTE, 2010).

࡯ࡱࡺࡰ ൌ ࡯ࡱࡺࡰ_ࡼࡸ൅ ࡯ࡱࡺࡰ_ࡾ Onde:

࡯ࡱࡺࡰ_ሺࡼࡸሻ: Custo da Energia Não Distribuída na interrupção para localização e preparação do

local com defeito. Neste caso somam-se as demandas de todos os blocos envolvidos pelo defeito.

࡯ࡱࡺࡰ_{࢞ሺࡼࡸሻ}ൌ ൭෍ ࡯࡮_࢓ࢋࢊכ ࡲࡿ

࢓

࢑ୀ૚

൱ כ ࡲࡱ࡯_࡮ࡸכ ࢀࡹ࡭_૚כ ࡯ࡹࡱ

࡯ࡱࡺࡰሺࡾሻ: Custo da Energia Não Distribuída na interrupção para reparo do bloco com

defeito. Neste caso utiliza-se apenas o trecho com defeito.

(37)

OBS: Quando realizado a análise considerando a Automação do Sistema de Distribuição deve-se usar o valor do ܶܯܣ_ଷ para os trechos onde não houve a falha.

2.5.8 Valor Médio da Energia (VME)

O valor médio da energia está referenciado a tarifa média aplicada ao mercado de Santa Catarina pela Celesc Distribuição S.A. Essa média leva em consideração as tarifas aplicadas aos consumidores do grupo A e B.

VME aplicado ao trabalho: R$ 0,296

2.5.9 DEC do Bloco – DECBL

Para calcular o DEC do bloco são considerados o DEC do conjunto, o número de alimentadores e a distância do bloco:

ܦܧܥ_஻௅ ൌ ܦܧܥ௖௝ ܰ_஺௅ כ

ܮ_஻௅ ܮ_஺௅

Onde:

ܦܧܥ: Duração Equivalente de Interrupção Consumidora; ܦܧܥ_஻௅: DEC do bloco;

ܦܧܥ௖௝: DEC do conjunto;

ܰ஺௅: Número de alimentadores do conjunto;

ܮ_஻௅: Comprimento do bloco; ܮ஺௅: Comprimento do alimentador;

(38)

2.5.10 Valor da Energia Não Distribuída pelo Não Faturamento (VEND)

O Valor da Energia Não Distribuída pelo Não Faturamento - ܸܧܰܦ – é obtido através da análise da demanda média existente em cada bloco da rede envolvida no defeito, do fator de sensibilidade das cargas, da duração equivalente de desligamento anual e o valor médio da energia. Esse valor corresponde ao prejuízo obtido pela concessionária pela perda da receita causada pela interrupção do fornecimento, que pode ser estimado de forma direta através da tarifa praticada pela empresa. (MAGALHÃES et. al 2001 apud DUARTE, 2010).

ࢂࡱࡺࡰ ൌ ࢂࡱࡺࡰ_ࡼࡸ൅ ࢂࡱࡺࡰ_ࡾ

Onde:

ࢂࡱࡺࡰሺࡼࡸሻ: Valor da Energia Não Distribuída pelo Não Faturamento para localização e

preparação do local com defeito. Neste caso somam-se as demandas de todos os blocos envolvidos pelo defeito.

ࢂࡱࡺࡰ_{࢞ሺࡼࡸሻ} ൌ ൭෍ ࡯࡮_࢓ࢋࢊכ ࡲࡿ

࢓

࢑ୀ૚

൱ כ ࡰࡱ࡯_࡮ࡸ כ ࢂࡹࡱ

ࢂࡱࡺࡰሺࡾሻ: Valor da Energia Não Distribuída pelo Não Faturamento para reparo do bloco com

defeito. Neste caso utiliza-se apenas o trecho com defeito.

ࢂࡱࡺࡰ࢞ሺࡾሻൌ ࡯࡮࢓ࢋࢊכ ࡰࡱ࡯࡮ࡸכ ࡲࡿ כ ࢂࡹࡱ

OBS: Quando realizada a análise considerando a Automação do Sistema de Distribuição deve-se usar o valor do ܶܯܣଷ para os trechos onde não houve a falha.

(39)

2.5.11 Média de Intervenções em Religadores - (MIR)

MIR é a média de intervenções locais em religadores passíveis de serem tele controlados (média do nº de intervenções/P). (EICHELBERGER; CAMPANER; CHUMBINHO, 2010).

2.5.12 Custos de Operação e Manutenção ሺ࡯ࡻࡹሻ

O cálculo do custo de operação e manutenção é baseado a Empresa Referência ANEEL. Também está diretamente ligado ao TMA, ao MIR e ao CEV. (EICHELBERGER; CAMPANER; CHUMBINHO, 2010).

Variáveis a Serem Consideradas:

ܥܧ_஺ே: Custo de uma equipe de dois eletricistas de emergência com referência a ANEEL;

ܥܸ஺ே: Custo de uma viatura de emergência equipada com referência ANEEL;

ܥܧܸ_஺ே: Soma dos custos referenciados a ANEEL;

ܨݐ_஼ா௅: Fator de ajuste do custo CELESC. Esse fator é referenciado ao custo ANEEL e CELESC por consumidor;

࡯ࡱࢂ࡯ࡱࡸ: Custo equivalente de equipe e veículo na CELESC por hora trabalhada.

࡯ࡱࢂ࡯ࡱࡸ ൌ ࡯ࡱࢂ࡭ࡺכ ࡲ࢚࡯ࡱࡸ

Abaixo está a equação para calcular o custo médio para a operação e manutenção de 1 (um) religador por ano.

(40)

Logo,

ܥܱܯ: Custo anual de uma viatura de emergência equipada e tripulada com dois eletricistas para operação e manutenção de um religador;

ܶܯܣ_௖௝: Tempo médio de atendimento no conjunto em análise.

2.5.13 Custo de Deslocamento Anual ሺ࡯ࡰ࡭ሻ

Anualmente é obtida, nos religadores de Subestações de Distribuição, uma leitura mensal das grandezas elétricas, tais como Tensão, Corrente, Potência Ativa e Reativa. Já nos religadores instalados na rede de distribuição dos alimentadores, essa leitura é realizada com uma frequência menor. Para que seja possível a parametrização dos ajustes de proteção e leitura de dados de curto-circuito, são necessários deslocamentos até os equipamentos e com o tele controle não será mais necessário esse deslocamento, pois os dados de medição, e de curto-circuito ficarão armazenados em banco de dados e a parametrização dos ajustes de proteção poderá ser realizada a distância. (EICHELBERGER; CAMPANER; CHUMBINHO, 2010).

Para a contabilização desse benefício, será considerado 1 deslocamento anual de 4 horas para cada religador.

O custo da mão-de-obra por hora trabalhada é dado pelo valor da ࡯ࡱࢂ࡯ࡱࡸ.

ܥܦܣ ൌ ܦܣ כ ܥܧܸ_஼ா௅

2.5.14 Montante de Compensação Financeira ሺࡹ࡯ࡲሻ

O fechamento dos índices operacionais e apuração dos indicadores DIC, FIC e DMIC para cada consumidor é referenciado aos transformadores de distribuição pelos seguintes programas da CELESC:

(41)

• GENESIS – envolvendo o processo de cadastro dos consumidores, contendo a relação de unidades consumidoras vinculadas a cada transformador;

• SIGA – Sistema Integrado de Gerenciamento e Atendimento – envolvendo a publicação dos indicadores, o cálculo da penalidade, a validação do pagamento e a compensação financeira na fatura da unidade consumidora.

O processo de compensação financeira por transgressão dos indicadores individuais de continuidade DIC, FIC e DMIC, inicia-se a partir do fechamento dos índices operacionais no SIMO – Sistema integrado de Manutenção e Operação. O fechamento dos índices operacionais no SIMO deverá ocorrer até o 5º dia útil de cada mês.

O fechamento dos índices operacionais no SIMO deverá iniciar através do acompanhamento diário das ocorrências por parte da Unidade de Engenharia Operacional e dos despachantes, e concluir-se-á ao final de cada mês, com a aferição dos documentos através do CHECK-LIST dos documentos disponibilizados no próprio SIMO.

O cálculo do Montante de Compensação Financeira é realizado pela soma do montante de cada grupo de consumidores, neste caso, Grupo-A e Grupo-B.

Usa-se também uma taxa de DIC/FIC/DMIC de cada bloco para obtenção do MCF de cada bloco. Então:

ܶܺ஽ி஼ሺ஺௅ሻ ൌ

ͳ ܰ஺௅

ܯܥܨ_{஽ி஼ሺ஺௅ሻ}ൌ ሺܯܥܨ_஺ ൅ ܯܥܨ_஻ሻ כ ܶܺ_{஽ி஼ሺ஺௅ሻ}

Onde:

DIC: Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora é o intervalo de tempo

que, no período de observação, em cada unidade consumidora ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica;

FIC: Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora é o número de

interrupções ocorridas, em média, no período de observação, em cada unidade consumidora qualquer;

(42)

DMIC: Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora é o tempo

máximo de interrupção contínua, da distribuição de energia elétrica, para uma unidade consumidora qualquer;

ࢀࢄ_{ࡰࡲ࡯ሺ࡭ࡸሻ}: Taxa de indicadores DIC/FIC/DMIC do alimentador;

ࡹ࡯ࡲ_{ࡰࡲ࡯ሺ࡭ࡸሻ}: Montante de compensação financeira dos indicadores DIC/FIC/DMIC do

alimentador.

As equações abaixo estão referenciando a um bloco do alimentador:

ܶܺ_{஽ி஼ሺ஻௅ሻ} ൌ ൬ܨܧܥ஻௅ ܨܧܥ_஺௅൰ ൅ ൬ ܦܧܥ஻௅ ܦܧܥ_஺௅൰ ܯܥܨ ൌ ቆ ܶܺ஽ி஼ሺ஻௅ሻ σ ܶܺ஽ி஼ሺ஻௅ሻቇ כ ൬ ܥܤ σ ܥܤ൰ כ ܯܥܨ஽ி஼ሺ஺௅ሻ Onde:

ܶܺ_{஽ி஼ሺ஻௅ሻ}: Taxa de indicadores DIC/FIC/DMIC do bloco;

ܯܥܨ: Montante de compensação financeira dos indicadores DIC/FIC/DMIC do bloco.

2.5.15 Custo Total ሺ࡯ࢀሻ

O custo total anual pode ser determinado pela equação apresentada abaixo. Nela são atribuídos cinco itens, que são:

ܥܧܰܦ – Custo da Energia Não Distribuída na Interrupção ܸܧܰܦ – Valor Médio da Energia Não Distribuída

ܥܱܯ – Custo de Operação e Manutenção ܥܦܣ – Custo de Deslocamento Anual ܯܥܨ - Montante de Compensação Financeira

(43)

ܥܶ ൌ ܥܧܰܦ ൅ ܸܧܰܦ ൅ ܥܱܯ ൅ ܥܦܣ ൅ ܯܥܨ

O custo total da operação anual de um sistema pode ser comparado a um dado sistema proposto de automação para que seja verificada a atratividade do investimento.

Define-se que o custo evitado, ou seja, o benefício adquirido com a automação do sistema, o cálculo da diferença entre o Custo Total Sem Automação e o Custo Total Com Automação.

ܤ_௖௔ ൌ ܥܶ_௦௔െ ܥܶ_௖௔