Paulo C. Pranskevicius¹, Edson Nunes¹, Nelson Rizzi Jr.¹, Antonio P. da Cunha², Francisco Pereira Jr.², Renato
G. De Biase²
Resumo Este artigo apresenta a descrição das etapas e resultados obtidos para a implantação de uma solução inteligente de detecção de faltas em redes de distribuição aéreas primárias da AES Eletropaulo. A solução escolhida foi comprovada em campo e tem características técnicas para prover sensoriamento de pontos da rede, além da identificação de defeitos. A possibilidade de uma solução mista, combinando técnicas de identificação e localização de faltas também foi abordada no projeto, contribuindo para uma avaliação ampla das possíveis soluções. A identificação de faltas é uma das funções do Projeto Estruturante de Redes Inteligentes em Regiões Metropolitanas, cuja implementação está em curso na área de concessão da AES Eletropaulo.
Palavras-chaves detecção de faltas, distribuição de energia elétrica, indicação de defeitos, localização de defeitos, redes elétricas inteligentes.
I. INTRODUÇÃO
A ocorrência de defeitos no sistema de distribuição de média tensão (SDMT) brasileiro, preponderantemente composto por redes aéreas, sujeitas a contatos com árvores, descargas atmosféricas e outras interferências é inevitável.
Nessa situação, grande parte do tempo das equipes é dispendido para encontrar o ponto de defeito para proceder ao seu isolamento e restabelecer o maior número de clientes o mais rápido possível, enquanto os necessários reparos ou substituições são executados.
A implantação de funções inteligentes em redes de distribuição de energia elétrica visa à obtenção do melhor desempenho operacional, mantendo basicamente a mesma tecnologia de construção.
Na seleção das funções com melhor benefício operacional, a detecção de faltas em redes aéreas primárias de distribuição aparece como uma das prioridades.
As atividades do presente projeto tiveram o objetivo de obter uma solução de indicação de faltas primárias com comunicação, com confiabilidade e economia que a
Esse artigo descreve uma parte das atividades realizadas no programa de P&D da ANEEL – código “PD-0390-1070/2012”.
¹ AES Eletropaulo (paulo.pransevicius@aes.com; edson.nunes@aes.com ;
nelson.rizzi@aes.com).
² Sinapsis Inovação em Energia (antonio.cunha@sinapsisenergia.com;
francisco.pereira@sinapsisenergia.com; renato.biase@sinapsisenergia.com)
permitisse fazer parte de uma aplicação demonstrativa real (living lab).
A confiabilidade pode ser avaliada, de forma similar aos sistemas de proteção, em termos de falhas de segurança (sempre indicar a ocorrência da falta) e de operação (todas as indicações devem corresponder a defeitos que efetivamente ocorreram).
Em termos econômicos, a solução buscada deve proporcionar benefícios superiores aos seus custos.
Como existem muitos termos e técnicas associados com a denominação genérica de detecção de uma falta, eles serão brevemente explicados a seguir para maior clareza.
Neste artigo as expressões “indicação de defeitos” e “localização de defeitos” serão utilizadas para funções correlatas, mas distintas.
A indicação de defeitos consiste em determinar os trechos de passagem da corrente de falta. O conhecimento da atuação ou não dos sensores permite limitar os trechos a serem percorridos e reduzir o tempo total de restabelecimento.
Pela Fig. 1 é possível verificar que a identificação de defeitos é dependente da atuação coordenada dos dispositivos de proteção existentes na rede de distribuição. Por exemplo, a não atuação do elo fusível do ramal, levaria à conclusão de que o defeito ocorreu no tronco da rede.
Evidentemente esse problema pode ser evitado com a instalação de indicadores no ramal a montante do elo fusível ou então no tronco a jusante da derivação.
Fig. 1. Esquema simplificado de uma falta em ramal de distribuição.
Por outro lado, a localização de defeitos diz respeito à determinação do ponto de ocorrência da falta.
Uma das técnicas de localização utiliza as oscilografias de tensões e correntes disponíveis na subestação de distribuição (SED) para calcular uma impedância equivalente até a falta.
Solução Inteligente de Detecção de Faltas
Primárias para Melhoria da Continuidade do
Conhecendo-se a topologia da rede e as impedâncias quilométricas de cada um dos seus trechos, é possível determinar a distância da falta. A solução desse problema é mais complexa na prática, e nem sempre conduz a uma solução única, como pode ser visto na Fig. 2.
Fig. 2. Representação simplificada de localização de faltas.
Por outro lado os métodos de localização de faltas requerem equipamentos alocados somente na SED e não são afetados pela coordenação da proteção, em geral.
Uma terceira expressão diz respeito à “identificação dos defeitos”. Nesse caso, além de detectar a ocorrência do defeito, o dispositivo deveria ter critérios para classificá-lo, em função do tipo ou causa de ocorrência. Os equipamentos de última geração alegam dispor também dessa funcionalidade.
Esse artigo descreve uma parte das atividades de um projeto realizado como parte do programa de pesquisa e desenvolvimento da ANEEL.
II. METODOLOGIA
A metodologia adotada no processo de desenvolvimento da solução consistiu na execução de várias etapas, sucintamente descritas a seguir.
A. Especificação técnica
A elaboração de uma especificação técnica foi feita logo no início do projeto como forma de estabelecer claramente os requisitos dos equipamentos e ensaios necessários.
Apesar de existirem especificações disponíveis [1] a adoção de requisitos próprios permitiu melhor direcionamento das soluções. Além de questões elétricas, a compatibilidade dimensional, estanqueidade, durabilidade de baterias, aprovação das frequências de comunicações e possibilidade de incorporação de rádio no padrão adotado pela AES Eletropaulo foram abordados.
B. Análise de redes
As redes de distribuição alvo do projeto de P&D para futuras instalações e testes foram analisadas com o intuito de determinar níveis máximos e mínimos de correntes de falta esperados, bem como efeitos de correntes de realimentação que pudessem causar falsas atuações ou rearmes. Tais dados complementaram as especificações e discussões técnicas com fornecedores.
C. Levantamento de Fornecedores e Experiências
Nesta etapa do projeto foram avaliados diversos
equipamentos comerciais, desenvolvidos em projetos de P&D ou com potencial para incorporação de comunicações. Os equipamentos desenvolvidos em projetos de P&D da ANEEL por algumas concessionárias, também apresentam diferentes funções, mas não foram obtidas suficientes referências de desempenho em campo.
Foram avaliados doze fabricantes de ID e quatro projetos de P&D [1]-[5].
D. Alocação econômica de equipamentos
A importância da alocação econômica, embora conhecida desde o princípio, tornou-se fundamental após os primeiros levantamentos de soluções existentes e avaliação dos seus custos.
O enfoque econômico da alocação faz parte da solução desenvolvida, garantindo a aplicação necessária dos ID, sem onerar excessivamente a rede.
A metodologia de alocação adotada no projeto foi publicada em 2014 [6] e não será objeto desse artigo.
E. Avaliação preliminar e seleção de equipamentos
Em uma primeira fase os fornecedores responderam questionários e foram entrevistados sobre as características técnicas.
Como o projeto objetiva implementações reais, os critérios de avaliação contemplaram desempenho técnico, compatibilidade com redes de comunicações da AES Eletropaulo, investimentos (CAPEX) e questões operacionais (tanto OPEX, como tempo esperado entre manutenções).
Os indicadores de defeito (ID) mais promissores foram selecionados para ensaios em laboratório, quando necessário ou viável, e, como última fase, alguns equipamentos selecionados foram instalados em campo.
Este trabalho descreve o primeiro grupo de ID instalado em campo, do fabricante Tollgrade, e os resultados obtidos. No decorrer do projeto de P&D, outros ID deverão ser instalados em campo e avaliados.
F. Instruções de montagem
A elaboração de instruções de montagem se mostrou necessária para garantir a instalação dos equipamentos em redes compactas com espaçadores, cujas distâncias entre as fases e o mensageiro são menores que aquelas de instalações convencionais de cabos nus em cruzetas. Embora redes com cabos cobertos em espaçadores apresentem menos defeitos em geral, a aplicação de ID pode ser necessária em alguns circuitos, bem como eles podem ter ramais com cabos nus.
G. Solução mista com identificação e localização
Esse estudo foi empreendido no projeto com o intuito de avaliação.
A possibilidade de uma solução mista permite resolver o problema de unicidade da localização, bem como reduzir o número total de ID adotados.
III. TECNOLOGIAS DE INDICADORES DE DEFEITO Os ID disponíveis no mercado variam desde simples sinalizadores para visualização do estado (atuado ou não) no local, até equipamentos mais sofisticados com recursos de oscilografia e comunicação remota.
Os ID podem ser monofásicos, para instalação em cada uma das fases, ou trifásicos, com instalação no poste. A avaliação dos ID trifásicos foi descartada, pois estes sensores não permitem medição individual de cada uma das fases e não houve garantia de desempenho em situações de desequilíbrio acentuado.
Para interpretar as diferenças, eles foram agrupados em três categorias, conforme visto na Fig. 3.
Fig. 3. Classificação dos ID em função das funcionalidades e do preço
Os ID do grupo I possuem sinalização local, luminosa ou eletromecânica. Não possuem sistemas de comunicação, ou quando possuem, informam apenas se houve ou não a passagem de uma corrente de falta. Este grupo de sensores não agrega muita “inteligência” à rede e por isso foi descartado da etapa de testes.
O grupo II engloba os sensores com canais de comunicação e capacidade de leitura de grandezas. Alguns sensores informam apenas o valor eficaz de corrente durante a falta, outros informam os valores de corrente eficaz ao longo do tempo e também medem a temperatura do cabo.
No grupo III estão os equipamentos mais sofisticados, com canal de comunicação e com capacidade de registrar as oscilografias da corrente durante a falta. Alguns destes sensores medem o campo elétrico do cabo, e com isso são capazes de medir a direção do fluxo de potência. Este grupo é o que pode agregar mais “inteligência” à rede.
A partir dos catálogos técnicos dos ID, foram definidos limites mínimos desejáveis para as diversas características dos sensores. Quando estas informações não foram encontradas nos catálogos, foram enviados questionários aos fabricantes ou a seus representantes comerciais. Estes critérios (comunicação, alimentação, detecção de eventos) foram quantificados e utilizados para selecionar alguns sensores para a etapa de testes.
A. Comunicações
Frequência: alguns sensores utilizam frequências de rádio que não são permitidas pela ANATEL.
Protocolo: foi dada preferência a sensores que utilizam protocolos abertos (DNP, IPv6, etc)
Homologação ANATEL: mesmo trabalhando nas faixas de frequência de instrumentação (ISM – Instrumentation,
Scientific and Medical) permitidas pela ANATEL, estes
equipamentos precisam ser homologados para garantir ausência de interferências.
Concentradores: alguns concentradores podem coletar dados de até doze sensores (quatro grupos trifásicos) e facilitam a instalação de sensores em bifurcações do alimentador.
Integração com o sistema da concessionária: alguns programas de leitura e análise dos ID trabalham de forma independente. Os programas que permitiam uma integração com o sistema SCADA foram mais bem avaliados.
B. Sistema de alimentação
Bateria: muitos sensores utilizam baterias com vida útil informada entre 8 e 10 anos. Esta necessidade de manutenção periódica foi vista como um ponto negativo para estes sensores.
Captação de energia por indução: estes sensores utilizam a corrente do cabo para coletar energia e armazená-la em supercapacitores.
Captação de energia por célula fotovoltaica: a energia coletada pelo painel fotovoltaico é armazenada em capacitores ou baterias recarregáveis.
C. Detecção de eventos
Sinalização luminosa local: embora exista um canal de comunicação, a sinalização luminosa local foi considerada importante para orientar as equipes de manutenção, além de oferecer uma alternativa em caso de falha da comunicação.
Identificação do tipo de falta: alguns sensores possuem algoritmos que permitem a identificação do tipo de falta (FF, FFN, FN, FFF, alta impedância), outros apenas informam a ultrapassagem de um nível pré-determinado ou a ultrapassagem de um valor de variação de corrente (di/dt).
Nível de detecção: alguns sensores possuem níveis de detecção pré-programados e não podem ser alterados em campo.
Direcionalidade da falta: alguns sensores que medem o campo elétrico podem informar se o curto ocorreu a jusante ou a montante (devido a retroalimentação)
Rearme: alguns sensores mantém a sinalização da falta por um tempo fixo, outros podem ter este tempo programado ou podem rearmar quando a rede voltar a operar. Sensores com mais opções de rearme e flexibilidade de programação receberam avaliações positivas.
D. Instalação e retirada da rede
A maior parte dos sensores disponíveis pode ser instalada ou retirada da rede utilizando vara de manobra, sem necessidade de desligamento. Sensores que necessitam que a rede seja desligada não foram tão bem avaliados.
IV. AVALIAÇÃO EM CAMPO DE UM CONJUNTO DE SENSORES O método utilizado para avaliar a eficiência de detecção
dos indicadores de defeito (ID) foi a comparação dos eventos registrados pelos ID com as faltas de energia percebidas pelos consumidores. Foram selecionados alguns consumidores conectados à rede de distribuição de média tensão (MT), que possuíam medidores com sistema de leitura remota.
Os ID do fabricante Tollgrade, que haviam apresentado características interessantes no catálogo (possuem registro de oscilografia e funcionalidades de identificação de defeitos), foram instalados em dois alimentadores (COT102 e BRU106) em setembro de 2013 e foram retirados em janeiro de 2014. O conjunto instalado no alimentador 1 (COT102) apresentou problemas de comunicação e seus registros não puderam ser lidos. Os registros dos ID do segundo alimentador (BRU106) foram recuperados com sucesso e comparados com as ocorrências de alguns consumidores ligados a este alimentador. A Fig. 4 mostra o circuito avaliado (BRU106), com a posição onde foram instalados os ID e a localização dos consumidores que registraram as faltas de energia.
Fig. 4. Alimentador utilizado para teste dos indicadores de defeito.
O primeiro conjunto de ID foi instalado próximo à primeira bifurcação do circuito, com uma corrente média de 160 A. O segundo conjunto foi instalado a jusante do primeiro, em um trecho com corrente média de 50 A.
Os medidores de faturamento utilizados nestes consumidores registram apenas as faltas de energia trifásicas e com duração superior a 3 segundos. Variações de tensão de curta duração (VTCD) ou faltas de energia em uma ou duas fases não são registradas por estes medidores de faturamento.
A Tabela I mostra algumas leituras de um dos
consumidores. A duração mínima de 4 segundos, vista na tabela, corresponde ao tempo mínimo que este modelo de medidor é capaz de registrar.
A Tabela II mostra uma série de eventos registrados pelos ID, no mesmo intervalo de tempo dos registros do medidor. O sistema registra o horário da ocorrência, as fases afetadas (x, y, z) e o valor máximo da corrente em cada fase, além de uma indicação do tipo de ocorrência. O relógio dos medidores de faturamento e dos ID não estão sincronizados, por isso, na Tabela II o horário dos eventos é apresentado com resolução de um minuto. A partir dos eventos de 20/10, devido ao início do horário de verão, existe uma diferença de uma hora entre os registros da Tabela I e da Tabela II.
Tabela I – Registro de falta de energia em medidor de faturamento. Falta Retorno Duração 26/09/2013 02:57:09 26/09/2013 02:57:13 00:00:04 16/10/2013 02:54:18 16/10/2013 02:54:22 00:00:04 20/10/2013 17:49:34 20/10/2013 17:50:37 00:01:03 20/10/2013 18:24:45 20/10/2013 20:16:04 01:51:19 09/11/2013 02:31:22 09/11/2013 02:31:26 00:00:04 22/11/2013 01:39:44 22/11/2013 01:40:47 00:01:03
Tabela II – Registro de eventos dos indicadores de defeito.
Data/Hora Fase Tipo de evento Pico de corrente
X Y Z
26/09/2013 02:57 XY Momentâneo 3535 2273 0 16/10/2013 02:54 X Momentâneo 900 0 0 20/10/2013 05:18 XZ Line Disturbance
20/10/2013 18:49 XYZ Power Disturbance 20/10/2013 19:24 XYZ Power Disturbance
20/10/2013 19:26 XYZ Power Off 20/10/2013 20:31 XYZ Power On 20/10/2013 20:44 XYZ Power Off 20/10/2013 21:21 XYZ Power On 09/11/2013 03:31 X Momentâneo 750 0 0 12/11/2013 14:49 X Line Disturbance 22/11/2013 02:39 XYZ Power Disturbance
Neste conjunto de eventos exibido como exemplo, todas as faltas de energia registradas pelo medidor de faturamento também foram registradas pelos ID. O retorno de energia destacado em amarelo, correspondente a uma falta de longa duração, também foi registrado pelos ID.
Ao final do período do teste (09/2013 a 01/2014) os medidores de faturamento e os ID registraram um total de 63 eventos.
a) em 41 casos ocorreu registro simultâneo nos ID e em ao menos um dos consumidores.
b) os medidores de faturamento registraram 9 faltas de energia que não foram sinalizadas pelos ID. Estes eventos podem ser atribuídos a falhas ou desligamentos localizados no ramal do consumidor. c) 9 eventos registrados pelos ID não provocaram
registro de falta de energia nos consumidores. Estes registros indicam perturbações monofásicas ou variações de corrente atribuídas a chaveamento de carga. Também não há registro de desligamento do alimentador durante estes eventos.
atribuídos a eventos de curta duração repetitivos (ex: curto monofásico produzido por galhos de árvores que não acionam a proteção) e dois correspondem à data de retirada dos ID da rede.
V. BENEFÍCIOS DA SOLUÇÃO COM SENSORES
Alguns equipamentos fazem a detecção de falta, não por meio, somente, da leitura da corrente, mas se utilizam de sensores que fazem a leitura de diversas grandezas para posterior análise.
Desta forma, os benefícios vão além do alerta de passagem de corrente de curto pelo ponto. Portanto, a fim de se obter uma comparação justa entre as diferentes concepções de equipamentos, é preciso contemplar os benefícios adicionais oriundos da análise das grandezas medidas.
As principais leituras disponíveis são: corrente eficaz; tensão eficaz; temperatura do condutor; oscilografias de tensão; oscilografias de corrente; detecção de faltas de alta impedância.
A Tabela III apresenta as funções advindas da análise de cada medida e os respectivos benefícios.
VI. SOLUÇÃO MISTA COM IDENTIFICAÇÃO E LOCALIZAÇÃO
A. Mapeamento das correntes de curto-circuito da rede
Uma maneira prática de se fazer a localização de defeitos é mapear os valores de correntes de curto-circuito (trifásico, bifásico e monofásico) e comparar com os valores das correntes medidas durante a falta.
Desta maneira, o cálculo fica mais prático, uma vez que é indiferente quanto à utilização de diferentes condutores ao longo da rede (fator que foi levado em conta no cálculo computacional).
No exemplo apresentado a seguir, por praticidade, optou-se por utilizar o mapeamento das correntes de curto-circuito da rede.
B. Exemplo aplicado a uma rede real
A Fig. 5 apresenta os valores de corrente de curto-circuito trifásico e as distâncias correspondentes até a subestação da rede de COT0108.
Após análise dos dados de oscilografia do relé da subestação, encontram-se os pontos correspondentes às correntes de curto-circuito no mapeamento.
Para se avaliar a precisão do cálculo, os pontos encontrados são comparados com os registros de ocorrência da equipe de operação.
Nem sempre esses valores estão próximos, o que sugere que há uma impedância de defeito significativa. Uma possível abordagem é associar valores de impedância ao tipo
de defeito.
Com os dados analisados, não foi possível obter conclusões a respeito da caracterização do defeito por meio da impedância de curto-circuito.
Na Tabela IV tem-se uma variação de 0 a 10 Ω, o que resulta em uma distância de busca muito grande a ser percorrida ao longo da rede. Como as impedâncias quilométricas dos cabos utilizados em redes de média tensão estão na faixa entre 0,3 /km e 0,7 /km, em geral, uma variação de 5 corresponde a uma distância de 3,3 km a 7,0 km. Essa variação representa uma imprecisão insatisfatória para o método.
Alternativamente, a fim de se obter maior precisão na localização, buscou-se analisar separadamente as componentes resistiva e reativa da impedância de defeito, assumindo que as impedâncias de defeito tenham característica predominantemente resistiva. Contudo, essa característica não foi verificada no estudo, consequentemente os resultados não elevaram a precisão da localização
A aplicação de métodos de localização ainda não apresentou resultados conclusivos e será objeto de outras análises antes da conclusão do projeto.
Tabela III – Benefícios oriundos das leituras
Benefício Corrente eficaz Tensão eficaz Tempera-tura do condutor Oscilogra-fias de tensão e corrente Detecção de faltas de alta impedân-cia Redução de END Máximo carregamento sem corte de cargas --- Possibilita máxima transfe-rência de cargas Diagnóstico, predição e localização de defeito Melhoria na acurácia do ID Redução de OPEX --- --- --- Diagnóstico predição e localização de defeito Melhoria na acurácia do ID Postergação de investi-mento Máxima utilização de capacidade instalada --- Máxima utilização de capacidade instalada --- --- Gestão de fraudes Apoio ao balanço de energia Dado adicional para detecção de fraude --- --- --- Atendimento requisitos regulatórios --- Redução de transgressões. Controle indireto de cargas. Controle volt/var --- Redução de transgres-sões de tensão --- Maior segurança --- Presença de tensão --- --- Rápida atuação em casos que a proteção convenc. não atua
Fig. 5. Correntes de curto trifásico ao longo da rede de COT0108
Tabela IV. Eventos registrados no relé da saída da subestação, agrupados por tipo Tipo de Defeito Corrente de Defeito (kA) Impedância de defeito estimada (Ω) Causa do Defeito Trifásico 1,2 8,5 Galho 0,8 10 Trafo Dupla-fase 2 4,0 Jumper rompido 2,2 3,5 Galho 2,5 0 - 2,5 - - Fase-terra 1,2 3,5 - 1,2 4,0 Galho 2 0 Galho 1,2 3,5 a 4,5 Galho VII. CONCLUSÕES
O problema de detecção de faltas sob a óptica atualizada das redes inteligentes, incluindo comunicações e utilização dos pontos com sensores para medição da condição dos circuitos, foi tratado de forma abrangente no presente projeto. A solução selecionada para a aplicação demonstrativa foi aquela que apresentou desempenho com 100 % de taxa de sucesso nos testes preliminares de campo, de modo a obter o melhor benefício para a qualidade do fornecimento e retorno econômico.
O custo-benefício das soluções de indicação de faltas, contudo, ainda limita sua aplicação a alguns conjuntos por alimentador.
O desenvolvimento de soluções mistas com menor número de sensores na rede é uma solução a ser explorada, mas que
ainda tem incertezas associadas com impedâncias de defeito. A utilização de equipamentos com a tecnologia atual que, além da identificação de defeito, atuam como sensores com comunicação na rede, abre possibilidade de desenvolvimento de novos algoritmos e estudos futuros associados com a qualidade de energia, que poderão vir a ser explorados com a coleta de dados após o início do projeto demonstrativo.
VIII. REFERÊNCIAS
[1] IEEE Std 495-2007 “Guide for Testing Faulted Circuit Indicator”. [2] E. F. Jakubowski, J. C. Santos, F. J. de Andrade, “Localizador de Faltas
com Comunicação Sem Fio”, Citenel 2011
[3] F. J. R. Santana, L. A. L. Almeida, V. C. Zambenedetti, G. P. de Rezende, V. R. Mognon, R. Wagner, "Desenvolvimento de sensors inteligentes para detecção de faltas em linhas aéreas com comunicação via PLC”, Citenel 2011.
[4] A. N. Ferreira, E. M. Simões, M. P. C. Alves, M. S. Santos, C. F. Barbosa, et al. “Sistema de Localização de Falta na Rede de Distribuição da CELPE”, Citenel 2011
[5] P. F. Seixas, P. C. Cortizo, S. R. Abreu, J.C. Ragone, M. J. C. Santos, D. P. Baptista, “Sistema de detecção e localização de faltas em redes de distribuição rural”, SENDI 2006.
[6] A. P. Cunha, R. G. De Biase, E. Nunes, P. C. Pranskevicius, “Sistema Inteligente de Localização de Defeitos”, CIDEL 2014.
