XXII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica SENDI 2016 - 07 a 10 de novembro Curitiba - PR - Brasil
Fernando Sebastião da
Silva
Eduardo Gonzaga da
Silveira
Marcos Vinícius Silva
CEMIG Distribuição S.A.
Centro Federal de
Educação Tecnológica
de Minas Gerais
CEMIG Distribuição S.A.
fernando.ssilva@cemig.com eduardo@deii.cefetmg.br marcos.silva2@cemig.com.br
Anderson Vander
Carvalho dos Santos
Felipe Mendonça Ildefonso
da Silva
Philipe Cesar Teixeira
Pereira
CEMIG Distribuição
S.A.
CEMIG Distribuição S.A.
CEMIG Distribuição S.A.
avander@cemig.com.br felipe.mendonca@cemig.com.br philipe.pereira@cemig.com.br
Método Para Estimar a Confiabilidade de Sistemas de Subtransmissão de Energia - DEC Estrutural
Palavras-chave Confiabilidade da subtransmissão DEC estrutural Investimento prudente Renovação da concessão Árvores de conexões Resumo
Este artigo discorre sobre a aplicação de um método para estimar a confiabilidade estrutural da subtransmissão de energia elétrica, voltado para o planejamento da CEMIG. Este método, nomeado de DEC Estrutural, é inovador no sentido de se avaliar a confiabilidade não somente pelos registros históricos de desempenho do sistema, que são influenciados por variáveis como o clima e quantidade de intervenções programadas, mas principalmente pelas características construtivas da estrutura do sistema elétrico de potência (SEP). A topologia do SEP é representada através da metodologia de árvores de conexões, os dados são tratados por modelo probabilístico, sendo avaliadas as durações totais de interrupções, para cortes de 1° ordem, no período de um
dos tempos médios de manobras e da capacidade de carga dos elementos remanescentes. Um ranking de confiabilidade das estruturas que compõem a subtransmissão é estabelecido, e uma vez de posse destes resultados, a área de planejamento pode ser mais assertiva no portfólio de obras, alcançando o equilíbrio entre o investimento prudente e a confiabilidade do SEP.
1. Introdução
Um dos critérios da manutenção da concessão para a distribuição de energia elétrica, após sua renovação, está condicionada ao cumprimento do indicador de continuidade (ANEEL, 2015, p. 42-76) o DEC, Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (KAGAN & ROBBA & SCHIMDT, 2009, p. 11-70) que é o ponto de partida para o desenvolvimento do conceito de DEC Estrutural, sendo que a primeira aplicação deste método na Cemig foi em 2012, tendo como objetivo avaliar o desempenho do sistema elétrico para embasar as ações do planejamento e assim foi até o ano de 2014.
O levantamento de dados e o cálculo nesse período eram realizados através do software Microsoft Excel. O processo realizado dessa forma era lento e suscetível a erros, tendo em vista a grande massa de dados a se trabalhar, como taxas de falhas, tempos de reparo das linhas de subtransmissão, transformadores e topologia de rede de toda a distribuidora. Desde então, a metodologia utilizada passou por algumas adequações e melhorias, tais como o
georreferenciamento das condições operacionais (SILVA & CATÃO & FILHO & MENEZES, 2014, p. 2-3), a análise de fluxo de potência para avaliar carregamento e tensão (CASSULA & LEITE & SACRAMENTO & MANSO, 2003, p. 2-3), a aplicação do método dos conjuntos mínimos de corte (BOLLEN, 1960, p. 69-76), a representação dos caminhos
mínimos das estruturas no formato de árvores de conexões (NASCIMENTO, 2005, p. 44-59), e a implementação de um algoritmo desenvolvido em JAVA com programação orientada a objeto (DEITEL, 2012, p. 312-358), que permitiram realizar os cálculos com uma redução drástica do tempo e da margem de erros.
A área de planejamento, até o último ciclo de investimentos, avaliava o sistema pelas condições de carregamento, tensão e perdas técnicas. No ano de 2015, deu-se início ao planejamento integrando as áreas de operação e expansão da Cemig, que englobou novos critérios, entre eles o DEC Estrutural. As análises dos resultados do DEC Estrutural futuro, levando-se e conta as alternativas de obras estabelecidas para o próximo ciclo tarifário de 2018-2022, representam um ganho significativo na elaboração do portfólio de obras.
2. Desenvolvimento
2.1 Aplicação e histórico do DEC Estrutural no planejamento operativo da alta tensão
O DEC é acompanhado pela ANEEL através do estabelecimento de metas para subdivisões das distribuidoras denominadas Conjuntos Elétricos, sendo que a Cemig possui, atualmente, 272 desses conjuntos. Neste estudo, porém, o DEC Estrutural não foi estimado por Conjunto Elétrico, mas sim para cada subestação (SE), detalhando ainda mais o processo.
O objetivo da utilização do DEC Estrutural é realizar uma predição dos níveis de descontinuidade no fornecimento de energia, não necessariamente caracterizando a certeza de uma futura ocorrência de problemas no sistema.
2.2 Cômputo DEC Estrutural
O cálculo do DEC Estrutural é realizado para cada elemento, linhas de distribuição ou transformadores, que podem levar à interrupção do fornecimento de energia do ponto de carga analisado (Lacanina & Jaén & Ramos, 2013, p.1-16), descontando-se do número total de consumidores atingidos, aqueles que podem ser atendidos através de transferências de carga via alta ou média tensão ou ainda via componentes remanescentes. A Equação (1) define a forma base para o cálculo do DEC Estrutural:
(1)
Onde:
A Figura 1 apresenta um exemplo do atendimento aos clientes através de um trecho radial, com dois transformadores operando em paralelo, onde o DEC estrutural da SE é calculado conforme Equação 2, através do somatório dos DECs para cada elemento que compõe o sistema.
Figura 1Topologia radial e dois trafos em paralelo
Para determinadas topologias de sistema, têm-se variações no cálculo do DEC Estrutural. Estas diferenças são mostradas na Tabela 1, que considera o atendimento das cargas por um transformador, dois transformadores e dois transformadores em paralelo:
Tabela 1 Topologias de ligação de transformadores utilizadas nas subestações
A definição detalhada de cada parâmetro da Tabela 1 está apresentada no item 2.5 referente ao algoritmo utilizado no programa.
O que se pretende mostrar é que para a topologia A, no caso de falha daquele transformador, não há possibilidade de transferir os consumidores deste para outro remanescente, sendo viável apenas a transferência para outra SE via rede de distribuição de Média Tensão (MT), por isso a coluna 03 (Tempo de transferência para o transformador remanescente) está vazia. Para a topologia D a coluna 03 também está vazia, pois há um disjuntor para cada transformador, o que provoca o isolamento instantâneo do elemento defeituoso, podendo considerar o tempo de transferência igual a zero e os consumidores continuam a ser atendidos pelo transformador remanescente. Já para as topologias B e C, no caso de falha de um dos elementos, é necessário contabilizar o tempo de deslocamento de uma equipe para isolamento do equipamento defeituoso e transferência dos consumidores afetados para o outro transformador ou para outra SE via MT. Vale ressaltar que a quantidade de consumidores transferíveis depende da capacidade de carga tanto do transformador remanescente, quanto da rede de MT e da SE que receberá estas cargas.
2.3 Dados utilizados para o cálculo
Todos os dados apresentados a seguir foram utilizados no exemplo de aplicação do método para a avaliação da confiabilidade no item 2.8.
2.3.1 Simulação de fluxo de potência
Um grande avanço em relação aos métodos para avaliação de confiabilidade é a inclusão da simulação de fluxo de potência, visando assim verificar a capacidade dos circuitos remanescentes em receber cargas provenientes dos elementos defeituosos, sem que ocorra a violação do carregamento e das tensões de atendimento conforme Prodist (Aneel, 2016, p.5-20). A partir destas simulações chega-se aos percentuais de transferências de cargas que influenciam diretamente na quantidade de consumidores atingidos e no indicador de qualidade de serviço.
2.3.2 Taxas de falhas das linhas de distribuição e transformadores – e
As taxas de falhas das linhas de distribuição (LD), lambda, e dos transformadores, beta, são levantadas a partir de uma média histórica das falhas destes elementos registradas em 5 anos. As falhas da LDs são estratificadas de acordo com a região, nível de tensão e material construtivo das estruturas, ou seja, concreto, madeira ou metálicas. São diferenciadas para autotransformadores e transformadores, e ainda se são permanentes (necessária substituição) ou temporárias (necessário reparo).
2.3.3 Tempos de transferência de carga via AT e MT – TRF
De acordo com dados históricos das ocorrências, quando há acionamento remoto das chaves e disjuntores, o TRF é de no máximo 3 minutos, caso contrário quando é necessário o deslocamento da equipe ao local em questão, adotamos como média o TRF de 4 horas.
2.4 Inovações no método referentes ao levantamento de dados
Conforme já citado na introdução, a utilização do georreferenciamento e a programação em Java permitiram alguns avanços nos levantamentos dos dados necessários a avaliação da confiabilidade. Além destas, seguem outras.
2.4.1 Representação do sistema em árvore
Foi estabelecida, conforme figura 02, a estrutura de “árvore de conexões” como topologia para facilitar a visualização e determinação das correlações entre as SEs, LDs e as conexões em radial e anel.
Figura 2 Árvore de conexões
A árvore é formada pelas siglas das SE´s (facilitando a automação do processo de busca de dados); As raízes das árvores são formadas por SE’s que atendam a alguma destas condições:
Sejam alimentadas pela Rede Básica SE 1(fronteira entre a transmissão e subtransmissão);
Sejam alimentadas por mais de uma Linha “forte” (que atenda ao critério N-1, ou seja, de 1ª ordem); Que estejam conectadas a anéis “fortes” (que atenda ao critério N-1);
Os troncos são formados pelas SE’s a jusante das SE’s raízes; Os galhos são formados pelas SE’s a jusante das SE’s tronco; As folhas são formadas pelas SE’s a jusante das SE’s galho;
Quando uma SE estiver conectada a um anel que não atenda ao critério N-1, o cálculo é realizado considerando o montante de carga máximo que o sistema remanescente suporta após a abertura do anel (saída de um de seus elementos). Esse montante máximo de carga é obtido através de simulação de fluxo de potência. O montante de carga, não atendido após esgotados os recursos de transferência, é gerador de DEC.
2.4.2 Tempo médio de restabelecimento das linhas de distribuição – TMR
Neste estudo o TMR foi calculado considerando-se o deslocamento dos equipamentos para a substituição nas regionais, ou seja, distância geográfica entre os pontos, velocidade de deslocamento do transporte de cargas pesadas, restrições de tráfego para essas cargas e o tempo médio de atendimento.
2.5 Algoritmo e linguagem computacional
Desenvolveu-se uma rotina em Java que, a partir dos dados levantados, efetua os cálculos acima expostos. Para fins computacionais, as fórmulas apresentadas foram agrupadas e expandidas, assumindo a seguinte forma:
(3)
Onde:
2.5.1 Estabelecimento da meta do DEC Estrutural da subestação
A interface gráfica do programa utilizado para cálculo da confiabilidade é apresentada na Figura 3. Na janela disponível ao usuário, pode-se perceber o menu lateral com as opções de edição que possibilitam a inserção de SEs e linhas para cálculo do DEC Estrutural. Cada elemento a ser inserido possui seus respectivos campos nos quais podem ser informados todos os parâmetros necessários ao cálculo.
Figura 3- Interface gráfica do programa de confiabilidade 2.6 Definição de metas para o indicador de confiabilidade
2.6.1 Estabelecimento da meta do DEC Estrutural da subestação
A meta para o DEC estrutural para cada SE foi calculado conforme exemplo a seguir que considera a Subestação SE 4: Meta do DEC acidental para SE 4 = 14,3 horas;
Percentual do DEC Acidental de AT da malha em relação ao DEC geral Cemig = 12,4 %; Portanto, meta DEC Estrutural SE 4 = (14,3 horas * 12,4%) = 1,77 horas
2.7 DEC Estrutural – Planejamento Integrado
2.7.1 Dados necessários para o cálculo do DEC Estrutural voltado para o planejamento
Os dados utilizados são os mesmos já citados nos itens anteriores, entretanto, levando-se em consideração as novas estruturas propostas. Seguem os modelos utilizados como fonte.
2.7.1.1 Planilha Cede - Recebe
Quando uma nova SE é inserida no caso de estudo, esta assumirá cargas e clientes das SEs já existentes de modo a aliviar o carregamento das mesmas. Logo, a nova SE possui um valor inicial de carga correspondente à soma das cargas cedidas pelas SEs adjacentes, cujos valores são apresentados na Tabela 2.
Segue abaixo um exemplo de uma nova SE e os respectivos percentuais de carga assumida: Tabela 2 Cede e Recebe
Observa-se pela Tabela 2 acima que a SE 7 recebe carga e consumidores de 2 SEs já existentes, sendo elas SE 4 e SE 9, iniciando a operação com 14,22 MVA de carga e 17.583 consumidores.
2.7.1.2 Planilha SE Cedente
Esta planilha apresenta a condição esperada de carregamento e número de consumidores para determinada SE considerando todas as obras propostas que a afetem.
Tabela 3 SE Cedente
Como exemplo, a SE 4 cede um total de 30.160 consumidores para as 2 novas SEs, que serão inseridas no polígono de estudo, ficando com saldo de 25.984 clientes, dados imprescindíveis para o cálculo do novo DEC Estrutural.
2.7.1.3 Localização das novas subestações
Quando a alternativa de obra contempla a construção de uma nova SE, a sua localização geográfica é necessária para o programa calcular o tempo de deslocamento, da equipe de “campo” ou equipamento, para o restabelecimento do elemento defeituoso desta SE.
2.8 Análise de resultados DEC Estrutural
A Figura 4 mostra, de forma ilustrativa, uma sugestão de obra para melhoria da confiabilidade do eixo 138 kV SE 2 – SE 3 – SE 4, em um sistema de subtransmissão genérico. A obra consiste em uma conexão 138 kV entre a SE 4, a ponta do eixo radial atualmente existente, à uma nova fonte de transmissão na SE 10, com uma conexão a um sistema de 345 kV. Além disso, são planejadas construções de duas novas subestações, SE 7 e SE 8, que vão proporcionar alívio de carga para as subestações existentes.
Figura 4 Exemplo de alternativa de obra
Para um melhor entendimento da influência das obras no DEC Estrutural, os resultados serão mostrados em duas etapas: a primeira referente à construção da nova linha de subtransmissão, conectando as subestações SE 10 e SE 4; a segunda etapa refere-se à construção de duas novas subestações, já considerando a influência da interligação do eixo 138 kV à SE 10.
A Tabela 4 mostra os resultados apurados aplicando-se o método de cálculo do DEC Estrutural antes e depois da execução da primeira etapa. Com os resultados em mãos, é possível avaliar o benefício em redução de consumidores x hora que a alternativa proposta proporciona. É possível também observar se os indicadores de confiabilidade estarão dentro da meta estabelecida para cada subestação.
Tabela 4 - Resultados DEC Estrutural com a construção da LD SE 10 - SE 4 138 kV
Observa-se a variação no DEC Estrutural para cada subestação envolvida, considerando a entrada da nova linha de distribuição SE 10 – SE 4 138 kV. O resultado na Tabela 4 mostra o percentual do novo DEC Estrutural para a subestação em relação à meta. Conclui-se que, após a execução da obra, todas as subestações envolvidas ficariam com o DEC Estrutural dentro da meta. É possível também analisar os clientes beneficiados pela obra, e a redução do número de consumidores x hora.
A Tabela 5 mostra a influência da entrada das novas subestações SE 7 e SE 8, que vão tirar carga da atual SE 4. Tabela 5 Resultados DEC Estrutural com a construção das etapas 1 e 2
Observa-se que a variação do DEC Estrutural na SE 4 passou de 96,82% para 98,50%, beneficiando ainda mais os consumidores, uma vez que haverá uma maior flexibilidade operativa para transferências de clientes entre as subestações envolvidas.
3. Conclusões
Este novo método de avaliação da confiabilidade pelo DEC Estrutural resultou em grande avanço na metodologia de planejamento da Cemig, sendo um importante critério para a definição do portfólio de obras. Alguns pontos merecem destaque, como:
- A inclusão da análise de fluxo de potência para definição da capacidade de carga dos transformadores e linhas remanescentes. Esses dados são imprescindíveis para a definição do percentual de clientes transferíveis. Além disso, possibilita análises de situações compatíveis com sistemas reais;
- A utilização de taxas de falhas e tempos de reparo diferenciados para transformadores com defeitos permanecentes (onde há a necessidade de substituição do equipamento) e temporários (em que é necessário apenas um reparo); - O desenvolvimento de um programa computacional que possibilita realizar a inserção de novos elementos e a modificação da representação gráfica do SEP de forma mais ágil, prática e confiável;
Todas essas melhorias proporcionaram maior assertividade na avaliação da confiabilidade e consequentemente na priorização de reforços estruturais, sendo mais uma ferramenta para o planejamento de longo prazo.
4. Referências bibliográficas
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Confiabilidade de Sistemas de Geração, Transmissão e Distribuição Baseada em Simulação Cronológica, SNPTEE, Out. 2003, p.2-3.
[3] BOLLEN; MATH. H.J.; Understanding power quality problems: Voltage sags and interruptions, IEEE Press series on power engineering, pp.62-113 1960.
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[5] DEITEL, P.; DEITEL, H., Java: How to program 9th, Deitel, 2012, p.312-358.
[6] KAGAN, N.; ROBBA, E.J; SCHMIDT, H. P.; Estimação de Indicadores de Qualidade da Energia Elétrica. São Paulo: Editora Blucher, 2009, p.11-70.
[7] ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, Revisão 7, 2016, p.5-20.
[8] LACANINA, P.J.M.; JAÉN, A.L.V; RAMOS, J.L.M; Hybrid Procedure Including Subtransmission Systems and Substations for Reliability Assessment, IET Generation, Transmission & Distribution, 2013, p.1-16.
[9] ZHOU, Z.; GONG, Z.; ZENG, B.; HE, L.; LING, D.; "Reliability Analysis of Distribution System Based on the Minimum Cut-Set Method," in Quality, Reliability, Risk, Maintenance and Safety Engineering, 2012, p. 112-116.
[10] BILLINTON, R.; ALLAN, R.N.; Reliability Evaluation of Engineering Systems: Concepts and Techniques, 2nd ed. New York: Plenum Press, 1996.
[11] SILVA, B.E.; MENEZES, T.V.; FILHO, R.P.F; CATÃO, B.H.A.; Projeto Mais Subestações Menos Redes Uma Estratégia Inovadora para o Planejamento da Distribuição. CIDEL, 2014, p.2-3.
